Dia: 10 de maio de 2022

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• MATÉRIA DE CAPA: Bacia de Campos – Vida nova na maturidade por Julia Vaz;
• ARTIGO I: O Desafio da Diversidade – Ações para alavancar diversidade de gênero na indústria de O&G no Brasil por Eduarda Maria Zanetti;
• ARTIGO II: Como o investimento na construção e operação de navios conectados pode reduzir riscos e aumentar a efetividade no setor energético por Greg Trostel e Roger Burnison;
• ARTIGO III: Produção inteligente: a tendência das fábricas que vai muito além de apenas dispositivos e dados por Marcelo Petrelli – Gerente de Controle da Rockwell  Automation na América Latina
• Prosafe fecha acordo de US$ 110 milhões no Brasil;
• FPSO Guanabara MV31 entra em operação e é a terceira unidade da MODEC a iniciar produção em menos de um ano;
• Engenheiros da Petrobras recebem reconhecimento internacional por contribuições à indústria offshore;
• FPSO Carioca, no pré-sal da Bacia de Santos, se aproxima de sua capacidade total de produção;
• Petrobras investirá US$ 5,5 bilhões em atividades exploratórias nos próximos cinco anos;
• OTC 2022: Petrobras reduziu a intensidade das emissões de CO2 por barril produzido em cerca de 50% entre 2009 e 2021;
• OTC 2022: Petrobras investirá US$ 16 bilhões em plano de renovação da Bacia de Campos;
• Ocyan abre inscrições para programa de aceleração de cleantechs;
• Petrobras inicia operação de primeira plataforma definitiva no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos;
• Petrobras apoia Centro Tecnológico do Exército no desenvolvimento de tecnologia inédita de fibra de carbono;
• Petrobras teve robô interativo que simulou operações em águas profundas na Rio2C;
• Reduc bate recordes mensais de comercialização de parafinas e lubrificantes;
• Saipem escolhe empreiteira para fornecer módulo elétrico para FPSO destinado a campo petrolífero gigante em águas profundas;
• PetroRio compra Albacora Leste por US$ 2,2 bilhões;
• Petrobras recebe cerca de US$ 2 bilhões da Shell e TotalEnergies por participações no campo de Atapu;
• Rodoflex Cabos de Aço investe em estrutura e equipamentos próprios;
• Sonda da Ocyan a poucos dias de começar revitalização de campo para PetroRio;
• Petronas e Brasilcom anunciam parceria com a expectativa de vender cerca de 3 milhões de litros de lubrificantes por ano;
• Equinor e Petrobras iniciam produção no projeto de recuperação avançada de petróleo no campo de Roncador;
• BW Energy segue com o projeto de desenvolvimento de Maromba;
• Petrobras conclui venda de ativos de E&P na Bacia do Paraná;
• PetroRio mantém participação em campo de gás operado pela Petrobras;
• ANP publica relatório sobre segurança operacional em 2021;
• Petrobras publica resultados que reafirmam seus compromissos de sustentabilidade;
• Petrobras bate recorde nacional em tempo de construção de poço offshore;
• Shell e TotalEnergies ganham novos blocos exploratórios no Brasil;
• 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão tem 59 blocos arrematados e gerará mais de R$ 400 milhões em investimentos;
• ANP faz licitação para ampliar fiscalização da medição da produção de petróleo e gás;
• FPSO da MODEC com destino ao Brasil terá simulador de treinamento para procedimentos operacionais críticos;
• Siemens Energy fornecerá turbomáquinas topside para FPSO do projeto Búzios 6;

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O Brasil produziu, no mês de março, 2,981 MMbbl/d (milhões de barris diários) de petróleo, um aumento de 2,2% se comparado com o mês anterior e 4,8% frente a março de 2021. Foram produzidos ainda 134 MMm3/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural, um aumento de 0,9% em relação a fevereiro e de 6,6% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. No total, foram produzidos 3,827 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

Os dados estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, com os dados consolidados referentes à produção nacional de petróleo e gás natural no mês de março. Também podem ser acessados, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal  

A produção no Pré-sal em março registrou um volume de 2,876 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,267 MMbbl/d de petróleo e 96,7 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,2% da produção nacional. Houve aumento de 1,2% em relação ao mês anterior e aumento de 8,1% em relação a março de 2021. A produção teve origem em 131 poços.

 Aproveitamento do gás natural  

Em março, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 51,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 2,9 MMm³/d, uma redução de 2% se comparada ao mês anterior e de 6,2% se comparada ao mesmo mês em 2021.

Origem da produção   

Neste mês de março, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 86,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,2% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

 Destaques   

Em março, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 906 MMbbl/d de petróleo e 43 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 156,496 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de 7 poços a ela interligados, produziu 7,794 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 949.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 61.

Campos de acumulações marginais      

Esses campos produziram 293 boe/d, sendo 92,3 bbl/d de petróleo e 31,9 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 191,2 boe/d.

Outras informações   

No mês de março de 2022, 273 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e seis de partilha, operadas por 41 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 63 são marítimas e 221 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.143 poços, sendo 466 marítimos e 5.677 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,2, sendo 2,1% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5,3% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 95,385 Mboe/d, sendo 73,485 Mbbl/d de petróleo e 3,482 MMm³/d de gás natural. Desse total, 51 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 44,4 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 20.424 boe/d no Rio Grande do Norte, 16.475 boe/d na Bahia, 5.979 boe/d em Alagoas, 1.329 boe/d no Espírito Santo e 175 boe/d em Sergipe.

Perspectiva é de que demanda siga superando a oferta, em razão das sanções impostas pela União Europeia à Rússia, com embargo total da commodity

A Petrobras e outras empresas do setor com ações em bolsa devem seguir apresentando bons resultados nos próximos trimestres, na opinião de analistas consultados pelo Broadcast. A estatal divulgou seu balanço na noite da quinta-feira (5), mostrando um aumento de 3.718% no lucro no primeiro trimestre, em relação ao mesmo período do ano passado, e de 41,4% em relação aos últimos três meses do ano, totalizando R$ 44,5 bilhões.

O motivo para o otimismo com o setor é a perspectiva de que as cotações do petróleo continuem em alta, com a demanda superando a oferta, em razão das sanções impostas pela União Europeia à Rússia, com embargo total da commodity, afirma Nicolas Silvas, responsável da Mesa Expert da CM Capital. Segundo ele, mesmo com o plano da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) de manter os aumentos modestos na produção do petróleo, a queda nos estoques tende a levar a uma alta nos preços.

Em abril, o cenário internacional conturbado ajudou as empresas do setor a desafiarem o comportamento do mercado. As ações se destacaram enquanto a bolsa local e as internacionais tiveram quedas fortes, lembra Fernando Damasceno, analista sênior do Modalmais. Somado a isso, as empresas quase não registraram paradas de manutenção. Damasceno acredita que as cotações do petróleo brent devem se manter acima de US$ 100 nos próximos meses, o que garantirá bons resultados às petroleiras.

Outro impulso ao setor, em específico à Petrobras, é o pagamento de dividendos. Ontem a empresa anunciou proventos antecipados referentes ao primeiro trimestre de R$ 3,17 por ação a serem pagos aos acionistas que estiveram na base de dados da empresa até 23 de maio. Na opinião de Ricardo Peretti, estrategista de ações da Santander Corretora, a notícia pode manter os investidores “animados” no curto prazo, deixando em segundo plano a preocupação com o aumento de 5% ao ano nos custos de extração previsto para as companhias do setor.

As duas ressalvas ao prognóstico positivo são apenas os efeitos ainda incertos dos lockdowns na China, motivados pelos surtos de covid-19, que podem comprometer o ritmo de crescimento do país asiático, com reflexos na economia mundial. E ainda a proximidade das eleições no Brasil, que causam turbulências e podem respingar sobretudo na Petrobras, em razão do risco de interferência política, destaca Rodrigo Crespi, analista da Guide Investimentos. Ontem, durante a divulgação do balanço, o presidente Jair Bolsonaro voltou a atacar a empresa, a criticar seu lucro, e pediu mais uma vez o não repasse de novos aumentos de preços dos combustíveis.

Entrevista com os diretores da 3R Petroleum, na cobertura da Offshore Technology Conference (OTC) 2022

O diretores da 3R Petroleum, Hugo Repsold (Corporativo e de Gás e Energia) e Maurício Diniz (Operações Offshore) falam sobre a preparação da companhia para a operação dos campos marítimos, entre eles os planos para elevar a produção de Papa-Terra.

Comentam também a visão para possíveis novos negócios offshore: eólicas e hidrogênio no Nordeste, aproveitamento de infraestrutura para regaseificação de GNL em pequena escala e oferta de novas alternativas de suprimento de gás natural.

O primeiro a ativo a receber investimentos para revitalização será o campo de Peroá, de gás natural no Espírito Santo.

“Está tudo pronto, contrato prontos, falta a licença ambiental. Até o final de maio, início de junho, a gente espera estar chegando essa licença final, para gente começar a ter operação offshore própria da 3R”, explica Diniz.

“Em um campo de gás, a estratégia é um pouco diferente. A gente vai produzir o Peroá e tem que estar muito bem casado com a comercialização porque, primeiro, a gente precisa ter uma resposta de curto prazo de comercialização, para faturar esse gás, e ter tempo de entrar no campo e fazer todos os estudos que a gente precisa fazer [para revitalização]”, diz Repsold.

Por ser um campo de gás natural não-associado à produção de óleo, Hugo Repsold explica que Peroa, um dos ativos comprados pela 3R Petroleum, poderá ser parte de novas estratégias de comercialização, como a oferta de suprimento com flexibilidade para atendimento a usinas termoelétricas — o que representa um potencial prêmio sobre o valor do gás.

“Não só ele [Peroa], mas as oportunidades no entorno são todas de gás não-associado. É um gás praticamente seco. A gente enxerga que o gás não associado no Brasil tem um valor muito grande, muito maior que o gás associado, porque ele proporciona uma flexibilidade muito importante para o setor elétrico”, explica Hugo Repsold.

Décio Oddone: Atlanta, Sergipe, M&A e visão sobre a exploração da Margem Equatorial
Heloísa Borges: o Plano Indicativos de Oleodutos e as novas diretrizes para a abertura do gás
7 HORAS ATRÁS
Novos negócios
Na entrevista à agência epbr, durante a OTC 2022, os executivos o interesse de desenvolver parcerias com outros operadores nas áreas de operação offshore para reduzir custos com a contratação de serviços, por exemplo.

“O mais simples que a gente vê hoje são compartilhar helicópteros, a ida para a plataforma. Não tem muito mistério. Cargas, PSV para levar carga para a plataforma (…) é um segundo ponto. Mais para frente, eu acho que a gente consegue compartilhar até sonda, barcos de RSV etc.”, cita Maurício Diniz. “É um interesse geral”.

Eólicas offshore e GNL
Com ativos em rasas, profundas e em terra em bacias do Nordeste, além de ativos industriais, comprados em diferentes momentos nos programas de desinvestimento da Petrobras, a 3R Petroleum acredita que, futuramente, será possível desenvolver novas soluções como a geração de energia eólica no offshore e ofertar gás natural a partir de pequenas unidades de regaseificação, o GNL de pequena escala.

“Ubarana, eu olho para aquelas unidades e penso ‘o que dá para fazer aqui?’ A gente obviamente está pensando em maximizar todos os benefícios que aquele ativo traz. Fazer eólica offshore faz sentido tanto para a geração de energia, como para a produção de energia como para produção de hidrogênio”, explica Hugo Repsold.

Ubarana fica localizado em águas rasas da Bacia do Rio Grande do Norte.

“Nós também consideramos a possibilidade de converter algumas unidades dessas em GNL de pequena escala e aumentar a oferta de gás no Nordeste, que [hoje] tem as sua restrições, que está limitado ao GNL vindo de Pecém, e trazer mais alternativas e mais flexibilidade”, explica Repsold.

Estão mantidos os preços de gasolina e GLP

Após 60 dias, a Petrobras fará ajuste nos seus preços de venda de diesel para as distribuidoras.

A partir de amanhã, 10/05, o preço médio de venda de diesel da Petrobras para as distribuidoras passará de R$ 4,51 para R$ 4,91 por litro.

Considerando a mistura obrigatória de 90% de diesel A e 10% de biodiesel para a composição do diesel comercializado nos postos, a parcela da Petrobras no preço ao consumidor passará de R$ 4,06, em média, para R$ 4,42 a cada litro vendido na bomba. Uma variação de R$ 0,36 por litro.

Com esse movimento, a Petrobras segue outros fornecedores de combustíveis no Brasil que já promoveram ajustes nos seus preços de venda acompanhando os preços de mercado.

O último ajuste de preços aplicado pela Petrobras aconteceu em 11/03 e, naquele momento, refletia apenas parte da elevação observada nos preços de mercado. Esta decisão observou tanto o desalinhamento nos preços quanto a elevada volatilidade no mercado.

Desde aquela data, a Petrobras manteve os seus preços de diesel e gasolina inalterados e reduziu os preços de GLP, observando a dinâmica de mercado de cada produto.

Necessidade de reajuste no diesel

Nesse momento, no entanto, o balanço global de diesel está impactado por uma redução da oferta frente à demanda. Os estoques globais estão reduzidos e abaixo das mínimas sazonais dos últimos cinco anos nas principais regiões supridoras.

Esse desequilíbrio resultou na elevação dos preços de diesel no mundo inteiro, com a valorização deste combustível muito acima da valorização do petróleo. A diferença entre o preço do diesel e o preço do petróleo nunca esteve tão alta.

Abastecimento

Importante reforçar que nossas refinarias já estão operando próximo do seu nível máximo (fator de utilização de 93% no início de maio), considerando as condições adequadas de segurança e de rentabilidade, e que o refino nacional não tem capacidade para atender toda a demanda do país. Dessa forma, cerca de 30% do consumo brasileiro de diesel é atendido por outros refinadores ou importadores.

Isso significa que o equilíbrio de preços com o mercado é condição necessária para o adequado suprimento de toda a demanda, de forma natural, por muitos fornecedores que asseguram o abastecimento adequado.

Preço Petrobras é apenas uma parcela do preço final

Importante reforçar que os preços praticados pela Petrobras, tendo como referência os preços de mercado, são apenas uma parcela dos preços que chegam ao consumidor final.

Para formação do preço na bomba ainda são adicionadas parcelas da mistura obrigatória de biodiesel, custos e margens de distribuição e revenda, e tributos que, no caso do diesel, atualmente limitam-se ao ICMS, imposto estadual, uma vez que os tributos federais PIS e COFINS tiveram suas alíquotas zeradas a partir de 11/03 até 31/12/2022.

Dessa forma, a Petrobras reitera seu compromisso com a prática de preços competitivos e em equilíbrio com o mercado, acompanhando as variações para cima e para baixo, ao mesmo tempo em que evita o repasse imediato para os preços internos da volatilidade, ou seja, evita o repasse das variações temporárias que podem ser revertidas no curto prazo. Como exemplo, podemos citar variações circunstanciais do preço do petróleo e da taxa de câmbio.

Essa prática está em conformidade com os parâmetros legais e o ambiente de livre competição que vigora no Brasil há mais de vinte anos, de acordo com a Lei 9478/97 (Lei do Petróleo).

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.

Convidamos a visitar:
https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/precos-de-venda-de-combustiveis/

Visite também https://informa.petrobras.com.br/