Dia: 30 de abril de 2021

A sísmica francesa CGG forneceu dados sísmicos de seu programa Agata Reimaging, cobrindo mais de 9.300 quilômetros quadrados de área do bloco Agata na Bacia de Santos, uma área altamente prolífica do pré-sal offshore no Brasil.

O conjunto de dados sísmicos refeitos fornecerá informações valiosas para empresas de petróleo e gás que desejam avaliar a área plantada e avaliar o potencial do bloco de Agata, antes da próxima sétima Rodada de Licitação de Partilha de Produção no Brasil.

O prospecto Agata é composto por alvos ultraprofundos do pré-sal localizados abaixo de uma camada de sal altamente deformada.

O programa Agata Reimaging da CGG é projetado para melhorar a base de continuidade de sal, coerência lateral e resolução geral para fornecer imagens superiores que minimizam o risco e fornecem uma melhor compreensão do potencial exploratório nesta nova área de fronteira, disse a empresa.

O programa Agata reproduz o conjunto de dados multicliente de banda larga Santos VII legado da CGG com as tecnologias de processamento proprietárias mais recentes.

Isso inclui atenuação múltipla entre leitos e FWI de retardo de tempo, que não estavam disponíveis no momento da imagem legada e podem abordar melhor as complexidades da área, de acordo com CGG.

A equipe de projeto integrada também inclui geólogos que estão fornecendo experiência para testes de cenários de sal e interpretação detalhada.

Dechun Lin , EVP de Multi Client da CGG, disse: “O bloco de Agata em potencial fica nas proximidades de outros blocos de alto perfil que receberam ofertas recentes para exploração. Toda a equipe do projeto, incluindo nossos especialistas em imagens de subsuperfície no Centro de Imagens de Subsuperfície do Rio CGG, são mobilizados para entregar esses novos produtos Agata valiosos.

“Os resultados, que apresentam nossas tecnologias de imagem líderes do setor, garantirão que as melhores imagens estejam disponíveis para apoiar a tomada de decisões da indústria na preparação para a sétima Rodada de Licitações no Brasil”.

Produtos fast-track já estão disponíveis e as migrações finais, incluindo um TTI Kirchhoff e um RTM de 45 Hz, estão em andamento.

As migrações finais estão sendo processadas em duas fases. A Fase I estará disponível em maio, fornecendo aproximadamente 2.373 quilômetros quadrados de dados diretamente sobre o bloco de Agata em preparação para a Sétima Rodada.

A Fase II irá incorporar os 7.007 km2 restantes da área do projeto com migrações finais para o programa completo previsto para agosto de 2021, disse o CGG.

A Petrobras informa que manifestou ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) o interesse no direito de preferência na Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa no regime de Partilha de Produção, nos termos da Lei 12.351/2010 e do Decreto Federal 9.041/2017.

A Diretoria Executiva da companhia aprovou a manifestação de interesse no direito de preferência nas áreas de Atapu e Sépia, com percentual de 30%, considerando os parâmetros divulgados na Resolução do CNPE nº 05, de 22 de abril de 2021, e na Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME) nº 08, de 19 de abril de 2021.

Os valores correspondentes aos bônus de assinatura a serem pagos, caso haja confirmação dos percentuais de participação nos termos acima pelo CNPE, serão de R$ 1.200,6 milhões para Atapu e R$ 2.141,4 milhões para Sépia.

A manifestação do interesse está em linha com o Plano Estratégico da companhia, com foco na concentração dos seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas.

Diretoria da ANP aprovou ontem, proposta de modelo de comercialização de biodiesel, para substituição dos leilões públicos realizados pela Agência. Foi o primeiro passo para a implantação de um novo formato, que deverá entrar em vigor até 1º de janeiro de 2022.

A aprovação da Diretoria não exclui a necessidade de processo regulatório com ampla participação social, no qual será elaborada minuta a ser submetida a consulta e audiência públicas. A aprovação de hoje pode ser vista como o marco inicial dessa ação regulatória.

A medida atende à Resolução nº 14/2020 do CNPE, que determinou a regulação, pela ANP, de um novo modelo de comercialização em substituição aos leilões públicos para atendimento ao percentual obrigatório de biodiesel ao diesel fóssil, previsto pela Lei nº 13.033/2014. Para atender à determinação do CNPE, a ANP formou um grupo de trabalho com participação de sete superintendências, para a concepção desse novo modelo.

A proposta aprovada hoje recomenda a adoção de modelo de contratação direta do biodiesel pelas distribuidoras. A meta volumétrica compulsória individual de contratação será de 80% do contratado no bimestre anterior. Além de observar o atendimento da meta de biodiesel proveniente de produtores com Selo Biocombustível Social e alinhar-se ao proposto pelo Programa Abastece Brasil, do Ministério de Minas e Energia (MME), o modelo apresenta maior previsibilidade e flexibilidade para lidar com desequilíbrios entre oferta e demanda de biodiesel e, adicionalmente, reduz os custos regulatórios.

O novo sistema de comercialização observará, conforme determina a Resolução CNPE nº 14/2020: proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos; garantia do suprimento de combustíveis em todo o território nacional; promoção da livre concorrência; incremento, em bases econômicas, sociais e ambientais, da participação dos biocombustíveis na matriz energética nacional; e os objetivos, fundamentos e princípios da Política Nacional de Biocombustíveis.

Até a entrada em vigor do modelo de comercialização, dia 1º de janeiro 2022, os leilões públicos obedecerão ao formato atual, conforme disposto na Resolução CNPE nº 5/2007.

A Petrobras informa que recebeu de acionistas detentores de mais de 1% do capital social da companhia, pedido de convocação de Assembleia Geral Extraordinária (AGE) para reconstituição do Conselho de Administração, tendo em vista a renúncia do Sr. Marcelo Gasparino da Silva anunciada em 16/04/2021, conforme comunicado ao mercado naquela data.

A Petrobras está avaliando o pedido e manterá o mercado informado a respeito de seus desdobramentos.

A Petrobras informa que decidiu encerrar contingências relativas ao ICMS junto ao Estado do Rio de Janeiro, no valor total estimado de R$ 1,530 bilhão, mediante desembolso de R$ 544 milhões, com custo evitado de 64%.

A decisão tem fundamento no programa especial de parcelamento denominado PEP-ICMS, autorizado pelo Convênio CONFAZ 87/20 e criado pela Lei Complementar Estadual 189/2020, que permite a redução de 90% dos encargos moratórios devidos a título de multa e juros.

Do montante total a ser desembolsado de R$ 544 milhões, R$ 268 milhões envolvem débitos que estavam sendo contestados em contencioso administrativo ou judicial, e que já se encontravam provisionados nas Demonstrações Financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2020. Além disso, segundo as regras do referido programa, as garantias anteriormente depositadas de R$ 188 milhões serão recuperadas pela companhia tão logo autorizado pelo poder judiciário.

O restante do valor a ser desembolsado, no montante de R$ 276 milhões, está relacionado à aprovação do Conselho de Administração da companhia, em reunião realizada em 28 de abril de 2021, para o cancelamento de parte do escopo do Projeto COMPERJ. Com o cancelamento, será devido ICMS relativo a bens do ativo imobilizado que foram adquiridos com desoneração deste imposto para instalação do Trem 1 da Refinaria. Os débitos selecionados para adesão já se encontravam provisionados nas demonstrações financeiras relativas ao exercício findo de 2020. O cancelamento citado também não trará efeito contábil sobre o ativo imobilizado, pois há provisão para redução ao valor recuperável dos ativos (impairment), de valor correspondente ao projeto cancelado, registrada nas demonstrações financeiras da companhia.

O pagamento dos débitos será realizado pela companhia após aprovação da adesão ao programa pela Secretaria de Estado de Fazenda do Rio de Janeiro (SEFAZ). A decisão de adesão ao programa está em linha com a política de gestão de riscos associados às contingências tributárias e com a estratégia de geração de valor através da negociação de valores em litígio.

Cabe esclarecer, que a companhia dará continuidade ao desenvolvimento da área do Polo GasLub (antigo COMPERJ), e está mantida a implantação do Projeto Integrado Rota 3 (PIR3), que abrange o gasoduto Rota 3, a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), e o conjunto de utilidades necessárias para sua operação. O PIR3 permitirá escoar e processar 21 milhões de m3/dia de gás do pré-sal a partir de 2022.

Está em análise pela companhia, conforme divulgado ao mercado em 18 de dezembro de 2019, um plano de desenvolvimento da área, que inclui também projeto com operação integrada com a refinaria REDUC para a produção de lubrificantes básicos e combustíveis de alta qualidade. Adicionalmente, encontra-se em avaliação a implementação no Polo GasLub de uma usina termelétrica utilizando o gás do pré-sal como combustível, com intenção de desenvolvimento em parceria com outros investidores. Esses projetos, uma vez confirmadas suas atratividades econômicas, agregarão valor ao parque industrial de processamento de óleo e gás.

A petrolífera BP triplicou seu lucro trimestral devido ao excepcional marketing de gás, preços significativamente mais altos do petróleo e margens de refino mais altas .

A BP divulgou na terça-feira um lucro de custo de reposição subjacente para o primeiro trimestre de US $ 2,63 bilhões, um aumento significativo quando comparado com US $ 0,8 bilhão no mesmo período em 2020 .

De acordo com a empresa, esse resultado foi impulsionado por um desempenho excepcional de comercialização e comercialização de gás, preços do petróleo significativamente mais altos e margens de refino mais altas.

O fluxo de caixa operacional da BP de US $ 6,1 bilhões foi sustentado por um forte desempenho empresarial, com um capital de giro acumulado de US $ 1,2 bilhão, incluindo US $ 0,5 bilhão em indenizações. Esta construção foi amplamente compensada por outras diferenças de tempo.

O desinvestimento e outras receitas foram de $ 4,8 bilhões no trimestre, incluindo $ 2,4 bilhões do desinvestimento de uma participação de 20 por cento no Bloco 61 de Omã e $ 1,0 bilhão da parcela final para a venda do negócio petroquímico para a Ineos .

A dívida líquida foi reduzida em US $ 5,6 bilhões, atingindo US $ 33,3 bilhões no final do trimestre. Tendo alcançado uma dívida líquida de US $ 35 bilhões, a BP disse que estava aposentando essa meta e se comprometendo a manter uma forte classificação de crédito de grau de investimento.

Além disso, a BP continua comprometida em retornar pelo menos 60 por cento do fluxo de caixa excedente aos acionistas por meio de recompras de ações, sujeito à manutenção de uma forte classificação de crédito de grau de investimento.

Ao considerar o quantum de recompras, o conselho levará em consideração o nível cumulativo e as perspectivas do fluxo de caixa excedente para orientar com base no trimestre à frente enquanto as incertezas macro permanecem.

Durante o primeiro trimestre, a BP gerou um fluxo de caixa excedente de $ 1,7 bilhão após ter atingido sua meta de dívida líquida de $ 35 bilhões. Durante o segundo trimestre, espera-se que o fluxo de caixa seja impactado pelo pagamento anual de US $ 1,2 bilhão antes dos impostos sobre o derramamento de óleo no Golfo do México e outros pagamentos de indenizações. Como resultado desses fatores, a BP espera um déficit de fluxo de caixa no segundo trimestre.

Bernard Looney , CEO da BP, disse: “ Este trimestre demonstra o que queremos dizer com desempenho durante a transformação. Com a aceleração dos resultados do desinvestimento, juntamente com o forte desempenho dos negócios e a recuperação do ambiente de preços, geramos um forte fluxo de caixa e cumprimos nossa meta de dívida líquida cerca de um ano antes.

“ Estamos iniciando as recompras de ações no segundo trimestre que, juntamente com nossos dividendos resilientes, suportam o crescimento das distribuições aos acionistas. E, ao mesmo tempo, entregamos um progresso estratégico disciplinado em toda a bp – incluindo a construção de um negócio eólico offshore de alta qualidade, fazendo grandes avanços em nossa agenda de eletrificação e nos preparando para um maior crescimento no Golfo do México ”.

Em abril, no Golfo do México, a plataforma Argos para o desenvolvimento de Mad Dog 2 da bp chegou, com partida em 2022, e a BP anunciou a descoberta de óleo de alta qualidade Puma West .

Outro destaque do trimestre foi o início da produção de dois novos projetos de gás – Raven no Egito e Satellite Cluster na Índia.

A empresa também concordou em adquirir uma participação ao lado da Daimler e da BMW na Digital Charging Solutions, uma desenvolvedora de software de carregamento digital, e a BP Pulse anunciou o lançamento de novos hubs de carregamento ultrarrápido somente para EV em todo o Reino Unido.

A BP e a EnBW foram selecionadas como licitantes preferenciais para arrendamentos eólicos offshore no Reino Unido e a empresa também concluiu a formação de sua parceria eólica offshore nos Estados Unidos com a Equinor . Também digno de nota, a BP anunciou planos para a maior instalação de produção de hidrogênio azul do Reino Unido em Teesside.

ANP realizou, nos dias 27 e 28/4, em formato virtual, o Seminário Nacional de Biocombustíveis e Qualidade de Produtos. O evento contou com cerca de 50 debatedores e expositores, além de moderadores da Agência, que discutiram assuntos relacionados à qualidade dos combustíveis fósseis e dos biocombustíveis.

O debate foi dividido em macrotemas, tais como: RenovaBio (a Política Nacional de Biocombustíveis); qualidade e especificação de produtos; combustíveis avançados; programas de monitoramento; fiscalização; e distribuição e logística.

De acordo com a Diretora da ANP Symone Araújo, em sua fala no encerramento do evento, o seminário superou as expectativas da Agência.

“Realizamos um encontro online que nos permitiu ampliar, nesses dois dias, as discussões sobre os temas propostos. Tivemos em média 300 pessoas nos painéis e em torno de três mil acessos no YouTube. Os objetivos de democratização da informação e de transparência foram integralmente atendidos. Tivemos uma ampla troca de conhecimento e, nesse sentido, agradeço a todos os representantes de diversos órgãos públicos que estiveram conosco, assim como de universidades, entidades de classe e agentes econômicos. Temos nas mãos excelentes subsídios técnicos para reflexão e aprimoramento regulatório. O que queremos, ao final, é trazer simplicidade, clareza e atualização ao nosso estoque regulatório”, afirmou Symone.

Também foi lançada hoje uma edição especial do Boletim da Qualidade da ANP, que apresenta informações sobre os programas de monitoramento da qualidade da Agência(de combustíveis, de lubrificantes e de biodiesel – este último passando por consulta e audiência públicas para sua implementação) e sobre o RenovaBio. A publicação pode ser acessada na página Boletim de Qualidade – Edição Especial.

O Seminário teve transmissão ao vivo pelo canal da ANP no YouTube. A gravação está disponível nos links abaixo:

• 1º Dia
• 2º Dia

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 3 de julho de 2020, informa que o Conselho de Administração da companhia, em reunião realizada hoje, aprovou a venda de sua participação remanescente de 10% na Nova Transportadora do Sudeste S.A. (NTS) para a Nova Infraestrutura Gasodutos Participações S.A., empresa formada pelo Nova Infraestrutura Fundo de Investimentos em Participações Multiestratégia (FIP), fundo de investimentos gerido pela Brookfield Brasil Asset Management Investimentos Ltda., e pela a Itaúsa S.A., atuais acionistas controladores da NTS. A assinatura do contrato de compra e venda e a conclusão da operação ocorrerão, de forma simultânea, nos próximos dias.

O valor da transação é de R$ 1,8 bilhão. Considerando o desconto de dividendos, juros sobre capital próprio e restituição por meio de redução de capital recebidos pela Petrobras ao longo do ano de 2020 e de 2021 e os demais ajustes previstos no contrato em função da data-base, estima-se que a entrada de caixa seja de R$ 1,5 bilhão, a serem quitados integralmente na data de assinatura e conclusão da operação.

A presente divulgação está de acordo com as diretrizes para desinvestimentos da Petrobras e com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.