Dia: 27 de maio de 2020

Crise leva grupo norueguês a rever estratégia de atuação e mirar concorrências da Petrobras

O grupo BW voltará a priorizar o segmento de operação de FPSOs, analisando já a possibilidade de disputar a licitação da Petrobras para o afretamento da unidade de Itapu, no cluster de Santos. A reviravolta na estratégia foi pressionada pela queda do preço do barril do petróleo e colocou em segundo plano a recente iniciativa da companhia norueguesa de investir na atuação como petroleira, com a operação do campo de Maromba, na Bacia de Campos.

A nova diretriz do grupo se volta principalmente ao Brasil e às oportunidades de negócios com a Petrobras. Além do FPSO de Itapu, a petroleira brasileira tem planejada a liberação do edital de Búzios VI e uma série de outras unidades de produção.

Ao menos até o que o valor da commodity volte a subir, o grupo não fará grande investimento em seus projetos de produção, o que deixa os planos de desenvolvimento de Maromba na gaveta até segunda ordem.

Desde 2019, a BW voltava suas atenções às atividades da recém criada BW Energy (BWE), responsável pelo segmento de produção de petróleo, visando à aquisição de campos com sinergia com a lista de FPSOs próprios da carteira sem contratos. Nesse período, a atividade da BW Offshore (BWO)  praticamente se limitou à gestão dos contratos de afretamento em curso.

A última licitação de FPSO analisada pela BWO no Brasil foi a de Búzios V, em 2018. Embora tenha feito todos os estudos para participar da concorrência, a diretoria acabou não autorizando a apresentação de proposta.

A volta da BWO ao jogo — sem a concorrência interna de sua petroleira — pode mexer com a dinâmica da licitação do FPSO de Itapu e de novos processos da Petrobras. Embora a empresa viesse analisando o edital, apenas a SBM e a Ocyan demonstravam, até então, interesse pelo negócio.

O redirecionamento da estratégia ocorre às vésperas da BWO registrar baixa na sua carteira de FPSOs no Brasil e perder seu único contrato com a Petrobras. A companhia se prepara para iniciar, nos próximos meses, a desmobilização do FPSO Cidade de São Vicente, que, por 11 anos, realizou testes de longa duração para a petroleira brasileira.

A carteira de contratos da BWO no país conta ainda com o FPSO de Polvo, sob contrato com a PetroRio, e a prestação de serviço de operação do FPSO de Peregrino para a Equinor.

O último contrato entregue pela BWO foi o FPSO BW Catcher, que entrou em operação em janeiro de 2018, no Mar do Norte, para a Premier Oil. No mesmo ano, foi dada a partida no FPSO BW Adolo, unidade da carteira convertida para operar no campo de Dussafu, no Gabão, adquirido pela BWE.

O último contrato da empresa com a Petrobras foi relativo à P-63, FPSO construído sob o modelo de BOT (Build Operate Transfer) para produzir no campo de Papa Terra, na Bacia de Campos, em 2013.

Brasil Energia

Para empresa, preço do barril só deve voltar ao patamar dos US$ 50 em cinco anos; foco no pré-sal reflete mudanças de mercado

A Petrobras projeta uma recuperação gradual do preço do petróleo nos próximos cinco anos, até voltar ao patamar de US$ 50 por barril – o dobro da cotação média projetada para este ano, de US$ 25. Com a melhora de cenário, deve cair também a dívida da empresa, de US$ 87 bilhões para US$ 60 bilhões, segundo o presidente da companhia, Roberto Castello Branco, que anteontem reiterou o foco de novos investimentos no pré-sal.

Segundo ele, a diretoria avalia os projetos viáveis nesse período de crise. Alguns vão ser reestruturados para se adequarem à cotação mais baixa do barril (anteontem, o tipo Brent fechou a US$ 35 o barril), outros vão ser suspensos e até mesmo cancelados.

Em meio à pandemia do novo coronavírus e da queda abrupta do preço da commodity, a Petrobras reagiu com corte de US$ 3,5 bilhões do seu investimento anual, que passou de US$ 12 bilhões para US$ 8,5 bilhões. Com o trabalho de revisão dos ativos, a estatal espera definir os que geram mais ganhos sobre o capital investido, que tenham menos riscos e, ao mesmo tempo, sejam economicamente viáveis.

“Tem uma questão de alocação de capital. O que você prefere: investir num campo do pré-sal que pode gerar um retorno real em torno de 15% ou investir numa operação de varejo (de combustíveis), que dá um retorno sobre capital empregado de 6% a 7%? O capital é escasso”, afirmou Castello Branco, em entrevista virtual promovida pela Genial Investimentos.

O principal ativo da empresa hoje é o campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos e adquirido no ano passado no leilão de áreas excedentes da cessão onerosa. Esse reservatório é complementar a outro concedido à estatal em 2010, logo depois de a empresa descobrir o pré-sal e anunciar sua viabilidade técnica e econômica. Búzios é o maior campo já descoberto no mundo. Assim como esse, devem ser priorizados reservatórios de grande dimensão, baixo risco e custo de extração do petróleo próximo a US$ 3 por barril.

A empresa já anunciou o fechamento de pelo menos 62 plataformas no início de abril, com a justificativa de que o retorno econômico da produção onde estão instaladas não justifica a continuidade da operação. A maior parte está localizada em campos em terra, alguns deles já em fase de declínio, e em águas rasas. Mas há também campos na Bacia de Campos, no litoral do Estado do Rio de Janeiro.

Muitos desses ativos já eram considerados inviáveis pela empresa e tinham sido incluídos no programa de privatizações. Mas, com a crise, mesmo sem compradores à vista, foram desmobilizados.

Também está no radar a venda e, alguns casos, o fechamento de subsidiárias, principalmente daquelas consideradas inadequadas ao perfil da estatal – uma petroleira focada na exploração e produção de petróleo e gás, sobretudo no pré-sal. Em fevereiro, foi anunciado encerramento da atividade da fábrica de fertilizantes Araucária Nitrogenados, no Paraná. A demissão de centenas de funcionários motivou a realização de uma greve pelos sindicatos. Já a privatização completa da companhia foi descartada por Castello Branco.

‘Rigor’
“Comparando com outras operadoras, a Petrobras foi bastante rigorosa no ajuste de ativos. Considero que essa será uma justificativa para focar no pré-sal e enxugar investimentos e gastos com empregados. Mas, se o preço se recuperar, como alguns cenários apontam, a empresa poderá se reposicionar”, afirma Luciano Losekann, especialista em petróleo e gás natural e professor da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense (UFF).

Para ultrapassar a fase atual, a empresa está reduzindo custos e dívida. Contratos estão sendo renegociados com fornecedores, principalmente com os de maior porte, que, segundo Castello Branco, têm mais capacidade de resistir à crise. A meta financeira para o ano, relativa à dívida, “é impossível de ser atingida”, afirmou o executivo na entrevista. A Petrobrás planejou fechar o ano com o mesmo patamar de compromisso de pagamento a credores de 2019, de US$ 87 bilhões.

Há uma expectativa de retomar medidas de retração da dívida no começo do ano que vem, mas isso vai depender do ambiente econômico mundial.

Estadão

Estudo do banco propõe novo modelo de negócio para viabilizar escoamento da produção do pré-sal

O programa do governo federal Novo Mercado de Gás e o agravamento da situação fiscal dos estados impulsionarão novas privatizações no segmento de distribuição de gás natural, segundo o BNDES. A avaliação consta no estudo Gás para o Desenvolvimento, publicado na segunda-feira (25/5).

Para o banco, a expansão da infraestrutura de fornecimento de gás depende da desestatização das empresas estaduais e da criação de novos contratos de concessão, que deveriam estipular metas de investimento, margem de distribuição variável, regular custos gerenciáveis, além de adotar metas de qualidade e segurança, de acordo com “as melhores práticas do setor”. O BNDES prevê sua participação no processo com programa de incentivo à privatização.

O BNDES destaca ainda que a estratégia de privatização da Gaspetro pela Petrobras será fundamental para a criação de um modelo contratual e processual. Nesse caso, a o banco poderá atuar como mandatado para alienar a participação da petroleira na empresa no processo de privatização de companhias estaduais.

Com fase não-vinculante divulgada este mês, a Gaspetro é uma holding com participação em 19 distribuidoras, cinco delas não-operacionais (Cebgás no Distrito Federal, Gasap no Amapá, Gaspisa no Piauí, Goiasgás em Goiás e Rongás em Rondônia). A Petrobras busca vender 51% de sua participação na empresa, seguindo compromisso para desinvestimento no mercado de gás acertado com o Cade.

A expansão da infraestrutura de distribuição depende também de investimentos na demanda, como a construção de termelétricas. Para que isso aconteça, “seria importante que as novas contratações no setor elétrico considerassem termelétricas na base, ou parcialmente inflexíveis”, escreveu o banco. Além disso, sua construção em áreas não atendidas por redes de gasodutos pode estimular o setor.

O BNDES ressalta ainda que estuda a possibilidade de financiar projetos de estocagem subterrânea de gás natural (ESGN) para equilibrar o balanço entre oferta e demanda de gás.

Modelo para o escoamento offshore

Para viabilizar o escoamento do gás do pré-sal, o BNDES propõe a criação de uma sociedade de propósito específico (SPE), responsável pela operação da infraestrutura compartilhada de escoamento, que, no continente, estaria conectada a uma UPGN e, no mar, por uma plataforma offshore concentradora (um hub) se conectaria aos campos produtores de gás natural de diversas empresas ou consórcios.

“Em resumo, as operadoras de petróleo e gás conectariam seus campos produtores à plataforma hub em alto-mar, que disponibilizaria um gasoduto para escoamento de grande escala, com capacidade para transferir a produção de gás de diversos campos até a UPGN no continente. Depois do tratamento, a UPGN forneceria o gás especificado à malha de transporte”, explica o BNDES.

A SPE poderia ser financiada com uma alavancagem de aproximadamente 75%. Em
contrapartida, o capital próprio seria formado pelas diversas empresas que necessitassem da infraestrutura de escoamento, ou mesmo de investidores institucionais.

 

O Oil Group assinou um acordo com o Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), para instalação de uma refinaria com capacidade de produção de 20 mil barris diários de derivados claros. Intenção é iniciar as operações em 2024, mediante investimentos de US$ 300 milhões.

— O Oil Group tem planos de instalar refinarias modulares – no projeto do Açu, considera expandir até 50 mil barris/dia de capacidade. Mix prevê produção de gasolina, óleo diesel e óleo combustível.

— “Estar próximo a área portuária é importante para receber petróleo e escoar a produção de maneira apropriada (…) Nosso nicho de mercado ali é muito importante. Como resposta a risco, é muito importante estar em área portuária”, afirmou o diretor de Downstream da Oil Group, Luiz Otávio Massa, ao Valor.

— A empresa estuda desenvolver refinarias modulares no Sudeste e mini refinarias no Nordeste, na Bahia e em Sergipe.

Estudo do Departamento de Engenharia Industrial do Centro Técnico Científico da PUC-Rio alerta para risco de formação de mercados concentrados de combustíveis a partir da venda de refinarias da Petrobras.

— O trabalho analisou as refinarias Refap (RS); Repar (PR); Regap (MG); RLAM (BA); RNEST (PE); e Reman (AM). No caso da Repar (PR) e RNEST (PE), classificou como risco moderado de monopólio regional. Nas outras, entende que a possibilidade é elevada”.

— Critérios foram as capacidades logísticas de competição pelos mercados regionais.

epbr

Companhia assume compromisso de reduzir captação de água em 30% até 2025

O volume de reúso de água da Petrobras foi de 82 milhões de m³ em 2019, o equivalente a 34% da demanda total de água doce da companhia para suas atividades operacionais e administrativas, que atingiu 239 milhões de m³. Esse volume reusado gerou uma economia de R$ 35,8 milhões no ano passado e seria o suficiente para abastecer uma cidade de aproximadamente 1,5 milhão de habitantes por um ano. Em 2018, o percentual de reúso havia sido de 31%.

No mês em que celebramos o Dia Mundial da Água (22 de março), a Petrobras reconhece a importância desse recurso como essencial à vida humana e às suas atividades. Em seu Plano Estratégico 2020-2024, a companhia assumiu 10 Compromissos de Sustentabilidade, entre eles o de reduzir 30% da captação de água doce até 2025, com foco no aumento do reúso, tendo como base o ano de 2018.

A gestão de recursos hídricos na Petrobras tem como princípio básico a constante busca pela racionalização do uso da água, visando garantir o suprimento necessário às nossas atividades e contribuir com a conservação e disponibilidade deste recurso nas áreas de influência de nossas instalações. Dentro desse contexto, foram investidos pela companhia em 2019 cerca de R$ 29 milhões em projetos de P&D relativos ao gerenciamento de recursos hídricos e efluentes, em parceria com nove instituições de ensino (universidades e institutos tecnológicos).

Programa Petrobras Socioambiental

Além dos recursos destinados à pesquisa, a Petrobras realiza, por meio do Programa Petrobras Socioambiental, investimentos voluntários em projetos em parceria com organizações da sociedade civil que colaboram para a conservação do meio ambiente, beneficiando mais de 51 mil pessoas. Dentro da linha de atuação “Clima”, estão incluídas as ações voltadas para conservação e recuperação de vegetação, que buscam a revitalização de nascentes, preservação de mananciais e cursos d’água e recomposição de mata ciliar, contribuindo assim para a qualidade e quantidade dos recursos naturais das bacias hidrográficas.

Na região metropolitana do Rio de Janeiro, um exemplo de projeto patrocinado é o Guapiaçu, que tem por objetivo o fortalecimento do ecossistema da bacia Guapi-Macacu, em área de abrangência de nossas operações, com ações de restauração florestal, educação ambiental e monitoramento da qualidade da água. Já em municípios do sul de Minas Gerais e do leste de São Paulo, buscando contribuir para a disponibilidade hídrica da região, o Projeto Verde Novo atua para a conservação na Mata Atlântica das bacias dos rios Camanducaia e Peixe. Em Mato Grosso, o projeto Pacto das Águas atua na conservação de bacias hidrográficas nas Terras Indígenas Japuirá e Escondido, do povo Rikbaksta, e também na produção de castanha-do-brasil e borracha natural na Reserva Extrativista Estadual Guariba-Roosevelt.

A Petrobras vem, desta forma, contribuindo para o alcance de Objetivos do Desenvolvimento Sustentável, tais como o ODS 6, que trata dos temas água potável e saneamento, com grande foco em eficiência do uso da água e gestão integrada dos recursos hídricos; o ODS 13, que estimula ações contra a mudança global do clima, e o ODS 15, que se dedica às condições da vida terrestre.

Agência Petrobras

Em meio à crise, CEOs reforçam apoio às iniciativas da entidade, que reúne empresas do setor de óleo e gás em ações pelo clima

O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, e os outros 11 CEOs de companhias integrantes da OGCI (Oil and Gas Climate Initiative), publicaram na terça-feira (26/5) carta aberta reafirmando o compromisso do setor de petróleo e gás com a missão da entidade neste momento de crise mundial no combate à pandemia de Covid-19.

“A crise está cristalizando ainda mais nosso foco no que é essencial: saúde, segurança e proteção do ambiente, enquanto provemos energia e produtos vitais que a sociedade precisa para a recuperação econômica”, afirma um dos trechos da carta.

A OGCI, da qual a Petrobras faz parte desde janeiro de 2018, é um grupo liderado por presidentes de empresas de petróleo e gás que pretende conduzir uma resposta do setor às mudanças climáticas, reunir conhecimento e colaborar com ações para reduzir a emissão de gases de efeito estufa.

Em seu Planejamento Estratégico, a Petrobras estipulou dez compromissos com a agenda de baixo carbono e sustentabilidade. O plano inclui ações para descarbonização de seus processos e produtos e metas associadas à intensidade de gases de efeito estufa emitidos.

Agência Petrobras