Dia: 31 de agosto de 2020

A Petrobras informou aos seus acionistas e ao mercado em geral sobre o pagamento total de R$ 601,6 milhões de juros sobre capital próprio (JCP) e mais parcela de dividendos a ser creditado no dia 1° de setembro de 2020.

A título de JCP será pago o montante de R$ 540.318.218,33 ou R$0,46379246209 por ação, com base na posição acionária de 04 de dezembro de 2019.

O valor da parcela a ser paga será corrigido pela taxa Selic de 31 de dezembro de 2019 até o dia 01 de setembro de 2020, alcançando-se o montante de R$ 551.788.020,41, correspondente ao valor de R$ 0,47363778576 por ação, segundo a companhia.

Sobre os valores de R$ 0,46379246209 por papel referentes aos JCP incidirá a taxa de 15% de imposto de renda, e sobre os valores de R$ 0,00984532368 por ação correspondentes à atualização pela Selic, haverá incidência de imposto de renda à alíquota de 22,5%.

As retenções de imposto de renda, mencionadas acima, não serão aplicadas aos acionistas imunes e isentos.

A título de dividendos, será pago o valor de R$ 49.862.435,84 ou R$ 0,0428003741 por ação de modo a atender ao dividendo mínimo obrigatório.

Já os dividendos complementares somam R$533.988.695,99, conforme acordado na última assembleia Geral Ordinária (AGO), mas Petrobras analisa o melhor momento para pagamento dos dividendos complementares, que têm prazo máximo até 31 de dezembro de 2020.

Têm direito ao pagamento de ambos proventos os acionistas com posição acionária do dia 31 de julho de 2020.

“Após os impactos trazidos pela pandemia, temos observado uma gradual retomada em nossos volumes e uma menor restrição à circulação de pessoas, o que vem resultando em um reaquecimento nas atividades industriais, comerciais, de serviços e do uso de modais de transportes”, salienta a estatal no comunicado.

Portanto, com base na situação atual do caixa e nível de endividamento da petroleira, a companhia avaliou oportuno antecipar o pagamento em 1° de setembro das parcelas de JCP e os dividendos mínimos.

Money Times

Sistema de controle distribuído simplifica o trabalho dos operadores e possibilita o conhecimento em tempo real da situação de produção,
contribuindo para tomada decisões corretas de forma mais simples e rápida

Um SDCD (Sistema de Controle Distribuído) moderno é construído com o uso de tecnologias de controle em toda o ciclo de produção, e as indústrias agora podem optar por implementá-lo. Os controles de processos não precisam mais depender de tecnologias separadas. O uso de novas tecnologias permite a perfeita integração de um SDCD moderno com sistemas comerciais, sistemas de suporte à operação e sistemas de utilidade existentes. Desse modo, há mais opções para otimizar toda a operação.

Atualmente, é possível usar um SDCD para melhorar a eficiência dos operadores em toda a organização. Um sistema moderno, graças à inteligência de produção que incorpora, simplifica o trabalho dos operadores e melhora o conhecimento da situação, ajuda a tomar decisões corretas de um modo mais simples e rápido. Como? Oferecendo informações práticas e claras que possam guiá-los em tempo real para que resolvam os problemas.

Um sistema de SDCD moderno pode atenuar os problemas de qualquer operação e suas interfaces homem-máquina (IHM) de alto desempenho oferecem as informações necessárias para que os funcionários tomem as decisões corretas em diferentes cenários de produção ou manutenção.
Para fazer isso, eles usam técnicas que os tornam mais conscientes de sua situação e usam telas gráficas de modo a aumentar a concentração do operador e reduzir o tempo de resposta. Trata-se de interfaces que evitam distrações porque mostram apenas dados essenciais, além de oferecem certas opções guiadas, melhorando assim a visibilidade dos processos, a tomada de decisões e a segurança de todo o sistema.

Os empresários que usam um SDCD moderno para toda a fábrica ajudam a reduzir o custo total de propriedade. Se levarmos em conta o custo do ciclo de vida associado à engenharia, estoque, treinamento, manutenção e suporte técnico do sistema, além de expansões futuras, é possível alcançar economias significativas.

Como atender à demanda contínua de novas fontes de produtividade e margem de crescimento e, ao mesmo tempo, continuar usando a mesma abordagem e estratégia de sistemas de controle que já usamos há décadas? Aqui, mostramos três cenários que ilustram como um sistema de SDCD moderno pode melhorar a eficiência dos operadores:

Primeiro: Melhor gerenciamento de alarmes

Os sistemas de alarmes antigos são um dos pontos fracos em muitas das operações de petróleo e gás. Eles podem causar problemas e distração e, quando não têm informações históricas, os operadores passam muito tempo tentando descobrir a causa.

Com um SDCD moderno, acontece o contrário. Isto é, os alarmes de suas operações são racionalizados, reduzindo as distrações. Temos o caso de uma planta de processamento de gás que usou o SDCD PlantPAx® da Rockwell Automation para eliminar alarmes falsos, diminuindo assim o número médio para dez por dia, uma quantidade muito mais gerenciável.

Um SDCD desse tipo pode transformar alarmes em algo realmente prático. Quando esses alarmes disparam, os operadores sabem o que devem fazer e com que urgência agir, reduzindo os custos e o tempo para a solução de problemas. No fim das contas, isso também reduz o tempo de parada e as perdas na produção.

Segundo: Manutenção mais proativa

À medida que as empresas digitalizam suas operações petrolíferas e conectam seus ambientes de produção, os dispositivos inteligentes vão se tornando cada vez mais comuns. Com esses dispositivos, as empresas podem melhorar a confiabilidade dos ativos e reduzir os tempos de parada de forma proativa e sempre que encontrar sentido nos dados brutos que eles oferecem.

Um SDCD moderno pode transformar esses dados em estatísticas úteis para os operadores sobre o estado e o desempenho dos ativos em todas as fases da produção. Dessa forma, o SDCD indicará se os ativos estão prestes a falhar e quando estão mais propensos a fazê-lo, melhorando assim a manutenção ao priorizar os ativos que precisam ser substituídos ou reparados em interrupções planejadas.

Terceiro: Tomada de decisões guiada

Como muitos outros setores, o de petróleo e gás enfrenta uma escassez de pessoal qualificado. Os operadores com 20 ou 30 anos de experiência estão prestes a se aposentar e serão substituídos por profissionais de uma nova geração e com muito menos experiência.

Um SDCD moderno com inteligência de produção e IHM de alto desempenho pode melhorar significativamente o trabalho dos operadores e até garantir que, em poucas semanas, os novatos sejam quase tão eficientes quanto os melhores funcionários da empresa. Obviamente, se a empresa tiver operadores com um melhor desempenho, o desempenho da empresa como um todo também será melhor.

Redação

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 06/09/2019, informa que assinou hoje com a Karavan SPE Cricaré S.A., uma Sociedade de Propósito Específico (SPE), contrato para a venda da totalidade de sua participação em 27 concessões terrestres de exploração e produção, localizadas no Espírito Santo, denominados conjuntamente de Polo Cricaré. A Karavan O&G Participações e Consultoria Ltda. deterá 51% da SPE, enquanto a empresa Seacrest Capital Group Limited, que figura como equity provider, deterá os demais 49%.

O valor da venda é de US$ 155 milhões, sendo (a) US$ 11 milhões pagos na presente data; (b) US$ 26 milhões no fechamento da transação e (c) US$ 118 milhões em pagamentos contingentes previstos em contrato. Os valores não consideram os ajustes devidos e o fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em águas profundas e ultra profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

Sobre o Polo Cricaré

O Polo Cricaré compreende 27 concessões terrestres: campos de Biguá, Cacimbas, Campo Grande, Córrego Cedro Norte, Córrego Cedro Norte Sul, Córrego Dourado, Córrego das Pedras, Fazenda Cedro, Fazenda Cedro Norte, Fazenda Queimadas, Fazenda São Jorge, Guriri, Inhambu, Jacutinga, Lagoa Bonita, Lagoa Suruaca, Mariricu, Mariricu Norte, Rio Itaúnas, Rio Preto, Rio Preto Oeste, Rio Preto Sul, Rio São Mateus, São Mateus, São Mateus Leste, Seriema e Tabuiaiá, que estão localizados no estado do Espírito Santo, nos municípios de São Mateus, Jaguaré, Linhares e Conceição da Barra. A Petrobras é operadora com 100% de participação nessas concessões. A produção média do Polo Cricaré de janeiro a junho de 2020 foi de cerca de 1,7 mil bpd de óleo e 14 mil m3/dia de gás.

Agência Petrobras

As discussões sobre o próximo planejamento estratégico da Petrobras já estão em andamento, e desta vez vão envolver estratégias para que a empresa continue a abastecer o mercado em regiões onde a estatal não terá mais refinarias como base para distribuição de combustíveis, informou o diretor de Comercialização e Logística da companhia, André Chiarini.

“Estamos avaliando sim investimentos em dutos, terminais portuários. A fase de preparação para essa abertura está em pleno vapor”, afirmou Chiarini em evento online promovido pela Copead/UFRJ nesta quinta-feira, 27, referindo-se à venda de refinarias pela Petrobras após acordo feito com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

 

Segundo ele, os mercados que não contarão mais com refinarias poderão ser viabilizados também por cabotagem, dutos e até ferrovias. A Petrobras colocou oito refinarias à venda e já recebeu ofertas para a Rlam, na Bahia. As outras estão localizadas no Paraná (Repar), a próxima a ter ofertas, em Pernambuco (Rnest), Rio Grande do Sul (Refap), Minas Gerais (Regap), Amazonas (Reman), Ceará (Lubnor), e Paraná (Six).

Chiarini afirmou que a abertura do mercado de refino é bem positivo para o País, e pode tornar a Petrobras ainda mais competitiva. “Estamos incrementando nossa base de dados de inteligência artificial para captar rapidamente informações de mercado e antecipar movimentos dos nossos concorrentes”, explicou.

Ele negou, no entanto, que haja intenção da Petrobras privatizar a PB-Log e a Transpetro, subsidiárias que atuam como braços de logística. Segundo ele, a estratégia com essas duas empresas será torná-las mais competitivas, e para isso haverá uma discussão mais profunda sobre o planejamento estratégico de cada uma, incrementando, por exemplo, a prestação de serviços para terceiros.

“O que a gente está fazendo nesses dois casos é buscar desenvolver uma agenda transformadora. A gente trocou os presidentes das duas empresas, no caso da Transpetro, toda a diretoria. Queremos tornar as empresas mais competitivas, tem um espaço importante de redução de custos, e uma vez que tiver esse dever de casa avançado, aumentar a prestação de serviços para terceiros, além do que já fazem hoje”, informou.

Estadão Conteúdo

A Petrobras deu mais um passo na quarta-feira, 26/08, em sua estratégia de concentrar seus negócios na exploração e produção e petróleo e gás e em cinco refinarias do Sudeste. Os gestores da empresa decidiram vender os 37,5% ainda detidos pela estatal na BR Distribuidora. A data e a que preço as ações vão ser oferecidas ainda não foram definidas. Mas, previamente, especialistas reagiram mal à notícia.

A saída do segmento brasileiro de distribuição de combustíveis, o sétimo maior mercado do mundo, está na contramão de concorrentes estrangeiras, que, nos últimos anos, compraram redes de postos de gasolina no País.

eu em 2019, com a venda do controle pela estatal. O que vai ocorrer em seguida será a alienação da participação remanescente da companhia petrolífera. Os postos de gasolina ainda vão ostentar a marca Petrobras, mas por mera definição contratual. A BR paga a estatal por isso.

Esse não é o único movimento da petrolífera para sair do mercado de combustíveis no Brasil. Ela também pôs à venda oito das 13 refinarias que possui e quer manter cinco unidades em São Paulo e no Rio de Janeiro. A primeira privatização deve ser a da Rlam, na Bahia, que está sendo diretamente negociada com o Mubadala, fundo soberano dos Emirados Árabes.

“Acho um erro. Ainda que o foco da empresa seja a exploração e produção no pré-sal, o domínio do mercado doméstico de combustíveis é muito importante para a valorização da Petrobras. Na situação atual, ela consegue utilizar a BR com essa finalidade, mesmo sem o controle acionário. A venda de toda sua participação coloca em risco essa possibilidade”, disse Luciano Losekann, especialista em Petróleo e Gás Natural e professor da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense (UFF).

Ele argumenta que o mercado doméstico de combustíveis, de maior valor agregado do que o petróleo cru, é relevante para as petrolíferas, porque exportações são mais custosas e competitivas. “É importante para a Petrobras assegurar que parcela relevante da sua produção conte com a ‘proteção’ do mercado doméstico. Essa lógica integrada é muito usada em empresas de petróleo”, afirmou.

A BR responde atualmente por 10% das vendas totais da Petrobras no primeiro semestre deste ano, como informou no documento 20-F enviado às Bolsas estrangeiras.

Segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o mercado brasileiro de derivados de petróleo é de aproximadamente 2 milhões de barris por dia, o sétimo maior do mundo, abaixo apenas dos Estados Unidos, China, Índia, Japão, Arábia Saudita e Rússia.

De olho nisso, nos últimos anos, petrolíferas estrangeiras de grande porte adquiriram distribuidoras no Brasil e analisam a possibilidade de ingressar no refino. A francesa Total comprou a Zema, de Minas Gerais, e a Petrochina, a TTWork, em Pernambuco. A anglo-holandesa Shell, por meio da Raízen, está entre as maiores distribuidoras do País, ao lado da BR e da Ipiranga.

“O consumo de derivados de petróleo no Brasil é atrativo. Somos um dos maiores do mundo e com grande potencial de crescimento, dada a possibilidade de inserção de um grande contingente populacional no segmento de energia. Com a abertura do mercado de abastecimento (que inclui refinarias, distribuição e logística), as majors estão atentas à distribuição brasileira, que exigem investimentos menores do que no refino”, avalia Rodrigo Leão, coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep).

Estadão