Dia: 29 de setembro de 2021

A Petrobras informou que a empresa chinesa de petróleo e gás CNOOC tem interesse em comprar uma participação adicional em seu campo operado em Búzios, localizado na área do pré-sal da Bacia de Santos, offshore do Brasil.

A saber, a Petrobras no final de agosto de 2021 recebeu um pagamento em dinheiro de $ 2,9 bilhões pelas obrigações de seus parceiros CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC) e CNOOC no Acordo de Coparticipação de Búzios. Após esse pagamento, a Petrobras deveria emitir o certificado de conformidade ao regulador do país, a ANP, visando atender a última condição exigida pelo acordo, com vigência a partir de 1º de setembro de 2021.

A CNODC e a CNOOC tiveram então até 30 dias para manifestar o interesse em exercer a opção de compra de uma parcela adicional, de 5 por cento cada, do Contrato de Partilha de Produção (PSC) de Sobra de Transferência de Direitos.

Em atualização nesta quarta-feira, a Petrobras informou que o sócio CNOOC manifestou interesse em exercer a opção de compra dos 5% adicionais de participação no PSC do Excedente de Transferência de Direitos, do campo de Búzios.

Essa opção de compra já estava prevista no contrato firmado com os parceiros. A Petrobras ainda aguarda a posição do CNODC.

O valor estimado a ser recebido pela Petrobras pela parcela da CNOOC, com base no câmbio R $ 5,42 / US $, será de $ 2,08 bilhões, dos quais $ 1,45 bilhão para a indenização, sujeito aos reajustes previstos em contrato, que considera a mesma data de vigência do Acordo de Coparticipação de Búzios de 9 de janeiro de 2021 e; R $ 0,63 bilhão para o reembolso do bônus de assinatura, referente à participação adicional da CNOOC.

A efetivação dessa operação está sujeita às aprovações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), da ANP e do Ministério de Minas e Energia (MME).

A curva de produção da Petrobras só será impactada após o fechamento da transação, sem previsão de impacto na meta de produção para 2021.

No início deste mês, a operadora de FPSO SBM Offshore garantiu um empréstimo-ponte de US $ 635 milhões para o financiamento da construção do FPSO Almirante Tamandaré , que será implantado no campo de Búzios. O FPSO será a sexta unidade do sistema definitivo a ser instalada no campo de Búzios e terá capacidade para processar 225 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Como agregadora do ecossistema de inovação, a Petrobras está investindo no avanço do Programa Startups Internas para viabilizar as inovações pensadas por equipes formadas pelos próprios empregados da companhia para geração de valor. Na atual edição do programa, voltada para ganhos financeiros, 88  times inscreveram propostas e 12 foram selecionadas para a etapa de garagem, que envolve o desenho das soluções e eventuais experimentos. As propostas obrigatoriamente trazem inovações capazes de gerar valor para a companhia, em diferentes graus de maturidade.

O apelido “startup interna” dado às equipes se inspira na obra de Eric Ries “The Startup way”, na qual o autor sugere como grandes empresas podem se manter ágeis e resolver seus grandes desafios. “O programa estimula o intraempreendedorismo e revela talentos internos que pensam ‘fora da caixa’, exercendo o conceito de ‘dono de negócio’, o que me deixa muito orgulhoso como líder deste grande time. O programa também promove o desenvolvimento de soluções para os desafios do negócio e a criação de novas formas de se trabalhar, permitindo que seja alavancada a colaboração entre os times, criando um mindset de experimentação e, ao final, gerando grandes resultados para a companhia”, afirma o Diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolás Simone.

Um dos principais critérios de seleção foi o quanto de valor para companhia o projeto poderia gerar nos próximos anos. Foram recebidas propostas com retorno estimado de R$ 50 milhões a até mais de R$ 3 bilhões, em cinco anos. Durante a fase de desenvolvimento, o programa oferece suporte para as startups selecionadas com recursos financeiros e tecnológicos, além de mentoria em Design Thinking, Design Sprint de prototipação, Agile Coach, desenvolvedores de software e scouting de startups no mercado. “O programa de startups internas é responsável por engajar os colaboradores, acelerando a cultura de inovação dentro da companhia. O sucesso desse programa foi tão grande que tivemos 88 projetos candidatos e, durante o pitchday, live realizada para apresentar as propostas selecionadas, contamos com um número incrível de 6.000 colaboradores na audiência”, destaca Nicolás.

A rodada anterior do Programa, realizada nos dois últimos anos, já possibilitou a criação de 22 startups internas, que estão atualmente em fase de aceleração. Até o momento, foram criadas nove soluções aplicáveis ao negócio. Um exemplo de solução criada por startup interna que já está sendo utilizada é a ferramenta TUG (Integração de Informações de Offloading). A tecnologia permite integrar as informações relevantes que compõem a operação para que o alívio da plataforma (operação que transfere o óleo acumulado na plataforma de produção para o navio aliviador) não ocorra em um tempo acima do planejado. A ferramenta contribuiu para que a Petrobras reduzisse em R$ 14,3 milhões os gastos com as operações de transferência de óleo em suas plataformas no primeiro trimestre deste ano, em comparação ao mesmo período de 2020.

Outro exemplo de solução desenvolvida é a Predição de ESD (Emergency ShutDown ou Paradas de Emergência), utilizada em unidades em operação no campo de Búzios. Com uso de Inteligência Artificial, a iniciativa busca integrar o conhecimento operacional com a proposição de modelos computacionais que possam prever a ocorrência de paradas de emergência em plataformas. O recurso de Inteligência Artificial também foi aplicado para a criação do sistema CUBO, usado para validação de gastos em projetos com o objetivo de tornar os processos mais confiáveis e robustos.

A Petrobras é uma empresa inovadora e está na vanguarda das soluções tecnológicas. Por meio da tecnologia, a companhia tem capacidade de alcançar fronteiras nunca antes exploradas, viabilizar novos negócios e contribuir positivamente para a sociedade. A Petrobras investe em inovação para geração de valor e em novas formas de trabalho para alavancar a colaboração e o mindset de experimentação.

A demanda por petróleo crescerá acentuadamente nos próximos anos à medida que as economias se recuperam da pandemia, previu a Opep na última terça-feira, acrescentando que o mundo precisa continuar investindo na produção para evitar uma crise, apesar de uma transição energética.

A visão da Organização dos Países Exportadores de Petróleo contrasta com a da Agência Internacional de Energia, que em um relatório de maio disse que os investidores não deveriam financiar novos projetos de petróleo se o mundo quiser alcançar emissões líquidas zero.

O uso de petróleo aumentará 1,7 milhão de barris por dia em 2023 para 101,6 milhões de barris por dia, disse a OPEP em 2021 World Oil Outlook, adicionando ao crescimento robusto já previsto para 2021 e 2022, e empurrando a demanda para trás acima da taxa pré-pandêmica de 2019.

“A demanda por energia e petróleo aumentou significativamente em 2021 após a queda maciça em 2020”, escreveu o secretário-geral da OPEP, Mohammad Barkindo, no prefácio do relatório. “A expansão contínua está prevista para um prazo mais longo.”

Com a recuperação da demanda por petróleo, a OPEP e seus aliados, como a Rússia – um grupo conhecido como OPEP + – estão desfazendo cortes recordes de abastecimento feitos no ano passado. Mas há sinais de que alguns produtores da OPEP + não conseguem bombear mais devido em parte à falta de investimento, o que impulsionou os preços.

A OPEP também reduziu suas estimativas para a demanda de petróleo de longo prazo, citando mudanças no comportamento do consumidor provocadas pela pandemia e competição de carros elétricos. A demanda global deve se estabilizar após 2035, disse o relatório.

O relatório do ano passado disse que a demanda mundial de petróleo ultrapassaria a taxa de 2019 em 2022, não 2023. Agora, a demanda deve chegar a 106,6 milhões de bpd em 2030, queda de 600.000 bpd em relação ao ano passado e 11 milhões de bpd abaixo da visão da OPEP em 2007 sobre a demanda de 2030 seria.

Assumindo uma aceitação mais rápida da tecnologia existente, o Cenário de Política e Tecnologia Acelerada, a demanda poderia estar caindo em 2030, de acordo com um gráfico da OPEP mostrando uma queda de demanda mais pronunciada do que um gráfico semelhante no ano passado.

“O tele / trabalho em casa está se tornando uma norma para muitas empresas como resultado da pandemia”, disse a Opep.

“O crescimento da demanda de petróleo a longo prazo será limitado pela crescente penetração de veículos elétricos.”

SUB-INVESTIMENTO

No ano passado, a OPEP + concordou com cortes recordes na produção de 9,7 milhões de bpd, o equivalente a 10% da oferta global.

No ano passado, os gastos de capital com petróleo upstream caíram quase 30%, para cerca de US $ 240 bilhões, devido à pandemia.

“É claro que o subinvestimento continua sendo um dos grandes desafios da indústria do petróleo”, escreveu Barkindo. “Sem os investimentos necessários, há potencial para mais volatilidade e um déficit de energia no futuro.”

A Opep vê a demanda por seu petróleo aumentar nos próximos anos, mas o aumento da oferta dos Estados Unidos e de outros produtores externos significa que a produção da Opep em 2026 provavelmente será de 34,1 milhões de bpd, abaixo do nível de 2019, disse.

Ainda assim, a OPEP está otimista sobre suas perspectivas futuras, vendo sua participação de mercado aumentar nas décadas posteriores, à medida que a concorrência de produtores não pertencentes à OPEP diminuirá. A OPEP espera que a produção de tight oil dos EUA, outro termo para xisto, atinja o pico por volta de 2030.

“O petróleo ainda deve manter sua posição de número um no mix de energia”, escreveu Barkindo.

A empresa brasileira de petróleo e gás Enauta informou que a produção foi interrompida preventivamente no campo de gás de Manati, localizado na costa do Brasil.

A produção foi interrompida em 27 de setembro devido a um pequeno vazamento de gás no gasoduto interno entre a estação de compressão e a estação de tratamento de gás, disse a Enauta na terça-feira.

Segundo a Enauta, a operadora está avaliando as causas do incidente e a retomada será estimada.

A Enauta Energia SA, uma subsidiária integral da empresa, detém uma participação de 45% no campo de Manati, localizado na bacia de Camamu, litoral da Bahia.

A Petrobras, como operadora, iniciou a fase de divulgação da oportunidade (teaser), referente à venda da totalidade de sua participação de 35 por cento no campo de Manati, no início de maio de 2020.

Mais tarde, em agosto de 2020, a Enauta também anunciou um acordo para vender a totalidade de sua participação de 45 por cento no campo de Manati para a Gas Bridge com data efetiva de 31 de dezembro de 2020. Pela venda de sua participação no ativo, a Enauta terá direito para um valor de R $ 560 milhões (cerca de $ 105 milhões), que pode ser aumentado dependendo de certos eventos e condições regulatórias e comerciais.

A transação está sujeita a uma série de condições precedentes, e todas as ações necessárias para a conclusão do acordo serão concluídas até 31 de dezembro de 2021.

Em novembro de 2020, a PetroRio também concordou em vender sua participação de 10 por cento no campo de Manati para a Gas Bridge por um valor total de transação de R $ 144,4 milhões (cerca de $ 27 milhões).

Além disso, a GeoPark Limited em novembro de 2020 também aprovou um acordo para vender sua participação de trabalho não operada de 10 por cento no campo de gás de Manati para a Gas Bridge por cerca de US $ 27 milhões. A transação está sujeita à aquisição pela Gas Bridge dos 90 por cento restantes e operação do campo. O fechamento da transação está previsto para o 4T2021.

O campo de Manati foi descoberto em 2000 e a produção iniciada em 2007. É um dos maiores produtores de gás não associados do Brasil, fornecendo cerca de 30 por cento da demanda de gás do Nordeste do país.

Os poços de Manati são conectados por linhas submarinas à plataforma PMNT-1, uma unidade fixa de produção instalada em lâmina d’água de 35 m, a 10 km da costa. De lá, o gás flui por um gasoduto de 36 km até a Planta de Compressão (SCOMP), onde é comprimido e percorre outros 89 km até a Planta de Processamento (EVF). Além do gás, o campo de Manati também produz condensado.

Após 85 dias com preços estáveis, nos quais a empresa evitou o repasse imediato para os preços internos devido à volatilidade externa causada por eventos conjunturais, a Petrobras realizará ajuste no preço do diesel A para as distribuidoras.

Esse ajuste é importante para garantir que o mercado siga sendo suprido em bases econômicas e sem riscos de desabastecimento pelos diferentes atores responsáveis pelo atendimento às diversas regiões brasileiras: distribuidores, importadores e outros produtores, além da Petrobras. Reflete parte da elevação nos patamares internacionais de preços de petróleo e da taxa de câmbio.

Desta forma, a partir desta quarta-feira (29/09), o preço médio de venda de diesel A da Petrobras, para as distribuidoras, passará de R$ 2,81 para R$ 3,06 por litro, refletindo reajuste médio de R$ 0,25 por litro.

Considerando a mistura obrigatória de 12% de biodiesel e 88% de diesel A para a composição do diesel comercializado nos postos, a parcela da Petrobras no preço do diesel na bomba passará a ser de R$ 2,70 por litro em média, uma variação de R$ 0,22.

De forma a contribuir para a transparência de preços e melhor compreensão da sociedade, a Petrobras publica em seu site informações referentes à formação e composição dos preços de combustíveis ao consumidor. Para mais informações, acesse: https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/precos-de-venda-de-combustiveis/