Autor: redacao

No próximo dia 1º de outubro, a Petrobras ajustará os preços de asfaltos com uma redução de 10,5% nos valores de venda para os distribuidores. Esta é a terceira redução seguida nos preços de asfaltos, que já haviam tido queda de 6,4% em setembro e de 4,5% em agosto, acompanhando a evolução do mercado.

Importante ressaltar que o mercado brasileiro é aberto à livre concorrência e não existem restrições legais, regulatórias ou logísticas para que outras empresas atuem como produtores ou importadores de asfalto. Desse modo, o método de precificação busca o equilíbrio com o mercado e acompanha as variações do valor do produto e da taxa de câmbio, para cima e para baixo, mas sem repassar a volatilidade diária das cotações internacionais e do câmbio.

Redução também nos preços de combustíveis de aviação

No próximo dia 1º de outubro, a Petrobras ajustará também os preços de Querosene de Aviação (QAV) e da Gasolina de Aviação (GAV ), com uma redução de 0,84% nos valores de venda de QAV para as distribuidoras e redução de 5,9 % nos valores de venda da GAV para as distribuidoras.

Os ajustes de preços de QAV e GAV são mensais e definidos por meio de fórmula contratual negociada com as distribuidoras.

Para conhecer os preços de venda da Petrobras para as distribuidoras, convidamos a visitar: precos.petrobras.com.br. Conforme regulação da ANP, os novos preços estarão disponíveis neste site a partir de 1º de outubro, data de início de vigência.

Presidente da Petrobras, Caio Paes de Andrade, participa de encerramento do evento

A Rio Oil & Gas terminou na quinta-feira (29/9), no Boulevard Olímpico, zona portuária do Rio de Janeiro, com participação expressiva da Petrobras, principal patrocinadora do evento. O estande da companhia, o maior da feira, com 400 m2, recebeu 5 mil visitantes, que puderam conferir experiências imersivas em tecnologias do pré-sal e conteúdos interativos sobre projetos de conservação de florestas e descarbonização. 2800 empregados da empresa participaram do evento como congressistas presencialmente ou online, sendo que 110 trabalhos técnicos da companhia foram apresentados. 19 executivos, entre diretores e gestores da Petrobras, participaram de painéis e sessões especiais sobre os temas mais relevantes do setor.

No encerramento, o presidente da Petrobras Caio Paes de Andrade participou do painel “CEO Talks”, juntamente com o Diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Rafael Chaves. Na ocasião, ambos falaram sobre o futuro de baixo carbono e o papel da Petrobras nesse cenário. “Sabemos que a transição energética depende – e muito – do sólido expertise tecnológico pavimentado pela indústria de óleo e gás no país, especialmente pelo time da Petrobras. Por isso, temos todas as condições de sermos protagonistas dessa transição no país”, disse Paes de Andrade. “Nosso propósito é transformar nossa capacidade técnica acumulada em quase 70 anos de história em soluções concretas para uma transição energética justa e inclusiva”, complementou.

O presidente destacou também os investimentos em redução de emissões de carbono e em conservação de florestas “Nos próximos anos, investiremos R$ 120 milhões em projetos de preservação e de recomposição de florestas, como é o caso da iniciativa Floresta Viva, em parceria com o BNDES. São projetos que se inserem na iniciativa mais ampla, coordenada pelo Governo Federal, o Floresta Mais”, afirmou ele.

Profissionais da Petrobras recebem prêmio da Rio Oil & Gas

Na cerimônia de encerramento do evento, a engenheira da Petrobras, Keurrie Cipriano, recebeu o prêmio Plínio Cantanhêde, na categoria ESG (práticas ambientais, sociais e de governança).  O artigo de sua autoria, em parceria com a também profissional da companhia Carla Rosa, destacou a importância da mentoria feminina para a diversidade de gênero do setor. “A indústria precisa se reinventar e ser mais equânime em relação à presença feminina. As novas gerações estão chegando carregadas de propósito, defendendo como nunca a diversidade nas empresas. Daí a necessidade de o setor se tornar mais atrativo para essa geração”, destacou Keurrie.

Gerente de operações da plataforma Cidade de Paraty, no pré-sal da Bacia de Santos, Keurrie atua em iniciativas ligadas à mentoria feminina na SPE (Society of Petroleum Engineers) e na própria Petrobras. “A mentoria feminina serve como mola propulsora para ampliar a presença de mulheres líderes no setor, aumentando a autoconfiança e contribuindo para o desenvolvimento dessas profissionais. Além disso, incentiva a criação de redes de apoio entre colegas, quebrando barreiras, construindo pontes e gerando oportunidades únicas de conexão”, destacou.

Após algumas paradas no caminho, chegou ao Brasil o FPSO Anna Nery, embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), destinada ao projeto de revitalização da Petrobras.

Cartas de intenção para este projeto de FPSO foram concedidas à Yinson da Malásia em outubro de 2019 pela Petrobras. Vários meses depois, os dois jogadores  firmaram contratos definitivos e em abril de 2020, a Sumitomo optou por participar do projeto com uma participação de 25%. Em junho de 2022, Yinson e Sumitomo revelaram que haviam  nomeado oficialmente  seu mais novo ativo, FPSO  Anna Nery , durante uma cerimônia de nomeação realizada simultaneamente em Jiangsu, China e Kuala Lumpur, Malásia.

Este FPSO deixou o estaleiro Cosco Qidong na China na sexta-feira, 8 de julho de 2022, e embarcou em sua jornada para o Brasil com paradas planejadas em  Cingapura  e  Maurício para obter suprimentos e trocar a tripulação, antes de chegar às águas brasileiras. Na ocasião, a Petrobras informou que o FPSO estava previsto para chegar ao Brasil em outubro para passar pela fase final de testes de comissionamento e aceitação antes de iniciar a produção no  campo de Marlim , operado pela Petrobras , que está previsto para 2023.

Em um post nas redes sociais Yinson confirmou que o FPSO Anna Nery chegou ao Brasil. Essa embarcação é a primeira de duas FPSOs que fazem parte do projeto de revitalização de Marlim e Voador na  Bacia de Campos , que deverá ampliar a produção atual de cerca de 30 mil bpd de óleo e cerca de 420 mil m³ de gás para mais de  150 mil boepd . A segunda unidade de produção, prevista para atuar neste projeto, é o FPSO  Anita Garibaldi . Na tentativa de estender a produção das jazidas do campo até  2048 , esses dois FPSOs estão previstos para serem conectados a 75 poços.

Com capacidade de injeção de água de 240 mil barris de água por dia e conceito totalmente elétrico, o FPSO  Anna Nery  será instalado a cerca de 150 quilômetros da costa do Brasil em lâmina d’água de 930 metros. Previsto para trabalhar no campo por 25 anos, esse FPSO terá capacidade para produzir 70 mil barris de petróleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Um dos navios-sonda da Seadrill chegou ao Brasil para concluir as operações de teste antes de seu contrato de três anos com a Petrobras.

Isso foi revelado pela Seadrill através de seus canais de mídia social.

A Seadrill garantiu dois contratos com a Petrobras para as sondas West Carina e West Tellus em novembro de 2021. Ambos os contratos, para trabalho no campo de Búzios, foram assinados por prazo fixo de três anos com data de início prevista para setembro de 2022.

O trabalho para reativar e atualizar o navio-sonda de águas ultraprofundas de 7ª geração West Carina foi feito no início deste ano em Tenerife. O foco foi em melhorias, incluindo o Blowout Preventer (BOP) e o aprimoramento do sistema Managed Pressure Drilling (MPD).

De acordo com os dados mais recentes do AIS, o navio-sonda construído em 2015 deixou Las Palmas em 21 de agosto de 2022 e chegou a Angra dos Reis no Brasil em 6 de setembro.

O contrato com a Petrobras – com taxa diária de US$ 245.000 – deve começar neste mês.

Por outro lado, a West Tellus estava trabalhando para a Shell fora do Brasil desde outubro de 2021. O contrato termina este mês, após o qual esta sonda também será preparada para um contrato com a Petrobras. O contrato deve começar em outubro e durar até setembro de 2025.

 

 

Estratégia de desinvestimentos da companhia amplia competitividade e atuação de outras empresas no país

A estratégia de desinvestimentos da Petrobras foi determinante para impulsionar a competitividade e a ampliação da produção de campos maduros no país. Para se ter ideia, o percentual de concessões maduras operadas por outras empresas no Brasil – que não a Petrobras – aumentou de 16% em 2010 para 38%, em 2021. Nesse período, o número de companhias operadoras saltou de 24 para 44. Essas empresas têm dado fôlego à operação dos ativos desinvestidos pela Petrobras, mudando a tendência de declínio da produção desses campos. É o que afirmou, nesta terça-feira (27/9), o gerente executivo de Águas Profundas da companhia, César Cunha, no segundo dia da Rio Oil & Gas, maior evento de energia da América Latina, que acontece no Boulevard Olímpico, zona portuária do Rio de Janeiro.

Os desinvestimentos da Petrobras concentrados em ativos maduros atraem principalmente empresas de menor porte, especializadas em extrair mais valor deste tipo de ativo, a exemplo do que acontece em outras bacias no mundo. A produção diária do Polo Pargo, na Bacia de Campos, por exemplo, aumentou de 2,5 mil barris de óleo equivalente (boe) – seis meses antes da conclusão do desinvestimento –  para 5,4 mil boe/dia  – após a conclusão da transação.

Revitalização da Bacia de Campos

A gestão de portfólio na Petrobras está baseada na saída de ativos menos aderentes ao seu plano estratégico e realocação de recursos em ativos onde está o foco da companhia, ou seja, ativos em águas profundas e ultraprofundas, com reservas substanciais e alta produtividade. “Um bom exemplo da realocação dos investimentos é o Plano de Revitalização da Bacia de Campos, que recebeu o aporte de US$ 16 bilhões como parte do Plano Estratégico da Petrobras. Nossa previsão é que tenhamos em 2026 uma produção de 900 mil boe/dia, sendo 600 mil boe/dia em novos projetos”, disse o gerente executivo de Águas Profundas da Petrobras.

A revitalização da Bacia de Campos integra o maior programa do gênero para ativos maduros da indústria offshore global. Com isso, a Petrobras espera agregar mais valor aos campos de Marlim e Voador, instalando ali os FPSOs Anita Gabribaldi e Anna Nery com capacidade de produzir, juntos, até 150 mil barris por dia (bpd). O início de operação das duas plataformas está previsto para 2023.

Polo internacional de tecnologia offshore e berço da produção em águas profundas no Brasil, a Bacia de Campos é responsável por quase 75% de todo petróleo já extraído em ambiente offshore no país até hoje. A região foi pioneira em inovação e continuará sendo tanto para os projetos de descomissionamento que estão no radar, quanto para  a revitalização de concessões maduras operadas por novas empresas que atuam no setor.

Estrutura é responsável pela aquisição de dados que dão suporte a poços em perfuração, gera economia e reduz emissão de CO2 para a companhia

Atuar na construção do poço, coletar e descrever os cascalhos de rocha trazidos para a superfície pelo fluido (lama) injetado, realizar a caracterização das propriedades das rochas. Essas são apenas algumas etapas do processo de identificação de petróleo em um poço para extração, executado pelo Centro Geológico de Operação Remota e Automação (CGOR), localizado na Base Imbetiba em Macaé e inaugurado este mês pela Petrobras. O CGOR é uma das estruturas da companhia que apoiam a perfuração de poços ligados ao Plano de Revitalização da Bacia de Campos, que recebeu o aporte de US$ 16 bilhões como parte do Plano Estratégico da Petrobras (PE 2022-2026).

A companhia tem buscado meios de diminuir o efetivo a bordo para alcançar diversos objetivos e esse trabalho se intensificou durante a pandemia pela necessária redução do número de colaboradores nas sondas e o consequente decréscimo do número de voos para os embarques. Como resultado, de 2020 até hoje, foram atendidos pelo CGOR 115 poços e já são 242 mil horas a menos de exposição humana ao risco no ambiente offshore.

Devido aos voos evitados e gestão das operações com sondas, economizou-se R$ 93 milhões (2020-2022) e evitamos cerca de 4 mil toneladas de GEE (gases de efeito estufa) de 2021 até hoje, o que equivale a cerca de 1% das emissões anuais da frota de ônibus do município do Rio de Janeiro.

Dados geológicos

A Aquisição de Dados Geológicos ocorre em todos os poços em perfuração — exploratórios ou de desenvolvimento da produção. Por isso, o CGOR pode atender a qualquer poço perfurado no Brasil ou exterior, desde que a Petrobras seja operadora e após avaliação da aplicabilidade dos métodos, levando em conta uma série de fatores, desde infraestrutura até análise de riscos. As linhas de mudlogging, MWD/LWD, direcional e perfilagem a cabo referem-se a alguns dos serviços indispensáveis durante a perfuração de um poço de petróleo — fundamentais não apenas para auxiliar nessa operação, como também para aquisição de dados geológicos que permitirão interpretar os tipos de rochas que estão sendo perfuradas e para indicar onde está o petróleo.

Em evento realizado em Brasília, o presidente da Petrobras, Caio Paes de Andrade, recebeu o vice-ministro de Petróleo e Gás da Índia, Pankaj Jain, e representantes do governo e de empresas indianas para discutir oportunidades e parcerias estratégicas no mercado de petróleo e gás. Na ocasião, a Petrobras e a Indian Oil Corporation (IOC), maior estatal de petróleo e gás indiana, assinaram contrato para suprimento de petróleo do tipo “Frame Agreement”. Este modelo estabelece a opção de fornecimento de até 12 milhões de barris de petróleo da Petrobras para a IOC. O contrato tem duração de seis meses e poderá ser renovado por mais um ano.

No mesmo encontro, a Petrobras também assinou um memorando de entendimentos com a Bharat Petroleum Corp, outro importante refinador indiano, para fomentar tratativas e estabelecer diretrizes cooperativas para eventual fornecimento de petróleo bruto no futuro.

Os acordos representam passos importantes para o estreitamento comercial entre Petrobras e o segmento estatal de refino na Índia e para a alavancar oportunidades junto aos demais refinadores daquele país.

Potencial mercado indiano

A Índia é o terceiro maior importador de petróleo do mundo, adquirindo cerca de 5 milhões de barris por dia, sendo superada apenas por China e Estados Unidos. Em relação às importações de via marítima, é o segundo maior importador, atrás apenas da China.

A IOC tem produção estimada em 1,34 milhão de barris por dia, além de controlar 11 refinarias no país e responder por 26% do total da capacidade de refino indiano.

Exportações

O destino prioritário para o petróleo produzido pela Petrobras são suas refinarias próprias, enquanto o excedente é exportado. No primeiro semestre deste ano, a companhia exportou em média 537 mil barris por dia de petróleo. Neste sentido, a Petrobras busca continuamente as melhores oportunidades no mercado internacional, sempre garantindo o aproveitamento da melhor alternativa de colocação para os petróleos que produz.

No próximo dia 1º de outubro, a Petrobras ajustará os preços de Querosene de Aviação (QAV) com uma redução de 0,84% nos valores de venda para as distribuidoras. Esta é a terceira redução seguida nos preços do QAV, que já haviam sido reduzidos em 10,4% em setembro, e em 2,6% em agosto.

Conforme prática que remonta os últimos 20 anos, os ajustes de preços de QAV são mensais e definidos por meio de fórmula contratual negociada com as distribuidoras. Os preços de venda do QAV da Petrobras para as companhias distribuidoras buscam equilíbrio com o mercado internacional e acompanham as variações do valor do produto e da taxa de câmbio, para cima e para baixo, com reajustes aplicados em base mensal, mitigando a volatilidade diária das cotações internacionais e do câmbio.

A Petrobras comercializa o QAV produzido em suas refinarias ou importado apenas para as distribuidoras. As distribuidoras, por sua vez, transportam e comercializam o produto para as empresas de transporte aéreo e outros consumidores finais nos aeroportos, ou para os revendedores. Distribuidoras e revendedores são os responsáveis pelas instalações nos aeroportos e pelos serviços de abastecimento.

Importante ressaltar que o mercado brasileiro é aberto à livre concorrência e não existem restrições legais, regulatórias ou logísticas para que outras empresas atuem como produtores ou importadores de QAV.

Para conhecer os preços de venda da Petrobras para as distribuidoras, convidamos a visitar: precos.petrobras.com.br. Conforme regulação da ANP, os novos preços de QAV estarão disponíveis nesse site a partir de 1º de outubro, data de início de vigência.

A Petrobras assinou um contrato com o Estaleiro Keppel para a construção do FPSO P-83, como resultado do avanço do projeto de desenvolvimento do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos.

Conforme detalhado pela Petrobras em comunicado, a P-83 terá capacidade para produzir até 225 mil barris de petróleo por dia (bpd), processar até 12 milhões de m3 de gás por dia e armazenar mais de 1,6 milhão de barris . Estará entre as maiores unidades de produção flutuantes do mundo.

Em um comunicado separado na quarta-feira, Keppel disse que o pedido vale cerca de US$ 2,8 bilhões. Este é um pedido repetido para a Keppel seguindo o pedido do FPSO P-80 feito pela Petrobras em agosto deste ano. O P-83 será idêntico ao P-80 em especificações e metodologia de execução, disse Keppel.

A Petrobras disse que este último projeto prevê a interligação de 15 poços, sendo 8 produtores de petróleo e 7 injetores. A plataforma será a décima primeira unidade a ser instalada em Búzios. A Petrobras é a operadora deste campo com 92,6% de participação, tendo como sócios CNOOC e CNODC, com 3,7% cada.

A fabricação dos módulos topside será replicada nas instalações da Keppel O&M em Cingapura, China e Brasil, enquanto a construção do módulo de casco e acomodação será feita pela CIMC Raffles na China. A integração dos componentes separados será realizada em Cingapura, com a fase final dos trabalhos de comissionamento offshore realizados pela Keppel O&M quando o FPSO chegar ao campo de Búzios.

A embarcação iniciará a produção em 2027 e contribuirá para aumentar a capacidade instalada do campo dos atuais 600 mil bpd para 2 milhões de bpd.

A P-83 faz parte da nova geração de plataformas da empresa, com alta capacidade de produção e tecnologias para redução de emissões de carbono . A plataforma usará a tecnologia de flare fechado, que aumenta o uso do gás e evita que ele seja queimado na atmosfera.

Outra inovação será o sistema de detecção de gás metano , capaz de atuar para prevenir ou mitigar o risco de vazamentos desse composto, segundo a Petrobras.

A plataforma também será equipada com tecnologia CCUS – Captura, Uso e Armazenamento Geológico de CO2.

A P-83 também será equipada com tecnologia de gêmeos digitais, que consiste na reprodução virtual da plataforma, permitindo diversas simulações remotas e testes operacionais.

O gás natural tem um papel importante na transição energética, trazendo atributos importantes como flexibilidade e resiliência à matriz energética. A opinião é do Luiz Augusto Barroso, CEO da PSR, que participou da sessão plenária que discutiu ‘O papel do gás natural na transição energética no Brasil’ durante a Rio Oil & Gas. Essa opinião é compartilhada por Thiago Barral, Presidente da EPE, que enfatizou que o gás natural continuará tendo um papel no setor elétrico, como complemento das
energias renováveis intermitentes, ressaltando que a descarbonização da matriz energética também passa pela substituição por gás de outros combustíveis fósseis na indústria e no transporte.

Gabriel Kropsch, vice-presidente da Abiogás, confirmou que o biogás e o biometano têm potencial muito elevado no Brasil, equivalente a 120 milhões de metros cúbicos por ano, e que os projetos podem ser desenvolvidos muito rapidamente e com custos de operação muito baixos. O avanço dos combustíveis alternativos renováveis tem sido apelidado de “Pré-Sal Caipira”, e seu potencial, visto como complementar ao crescimento da produção de gás natural a partir das reservas do Pré-Sal.

Regulação

Outro tema abordado sobre o mercado de gás foi a regulação, que segundo executivos das empresas Eneva, 3R Petroleum e PetroReconcavo, tem impacto direto no desenvolvimento do negócio de gás natural. Representantes das companhias participaram do painel „Produção de gás natural em terra: perspectivas e soluções criativas‟ e afirmam que o setor precisa de regras tributárias e regulação claras.

“As regras têm que ser pensadas para não inviabilizar o negócio. O segmento de óleo e gás, particularmente, possui um risco mais elevado. Para lidar com isso, é necessário ter mecanismos de gestão de riscos. O ativo Azulão-Jaguatirica (campo produtor de gás associado à geração térmica), no Amazonas, foi feito com a avaliação de mitigadores de riscos. Esse é o nosso core business, afirmou Camila Schoti, gerente geral de Comercialização de Energia, Gás Natural e Líquidos da Eneva.

Ela acrescentou ainda que o produtor precisa ter a segurança de que o investimento terá retorno. Segundo Schoti, o arcabouço regulatório deve buscar essa premissa para que as empresas invistam e os negócios cresçam. A Eneva, que atualmente possui um modelo de negócio particular de produção de gás associada à geração térmica nas regiões Norte e Nordeste do país, assinou, recentemente, contratos com a Vale e Suzano, no Maranhão, e pretende expandir a venda de energia a grandes consumidores industriais.

Matheus Dias, da 3R Petroleum, argumentou que a regulação no setor de gás precisa evoluir. Segundo ele, o primeiro passo foi dado com a lei da abertura do mercado. “A gente caminha para ter um ambiente mais competitivo. Grande parte disso conversa
com um esforço regulatório e com a questão tributária”, disse Dias.

Já João Vitor Silva Moreira, diretor de Regulação e Novos Negócios da PetroReconcavo, contou que todo gás produzido pela empresa é comercializado para distribuidoras do Nordeste, que, de acordo com ele, tem condição de ser um importante
player. “O ano de 2022 foi de ganhos e as perspectivas são boas”, destacou Moreira.

Em outro painel foram discutidas as „Oportunidades e desafios do novo ambiente de negócios no setor de gás natural‟. Profissionais de empresas de produção de gás natural, de transporte e de comercialização debateram os cenários para o desenvolvimento do mercado de gás e quais investimentos serão necessários.

“Investimentos em transporte de gás natural serão essenciais à medida que a oferta de gás cresça no Brasil”, afirmou Gustavo Labanca, CEO da Transportadora Associada de Gás (TAG). Já o diretor executivo da Compass Gás e Energia, Jose Carlos Broisler Oliver, avalia que há muitas oportunidades, mas é preciso diversificar as fontes”. O diretor executivo da petroleira portuguesa Galp, Victor Santos, acrescenta ainda que a empresa acredita que o gás será um facilitador da entrada do hidrogênio verde no mercado. “Na Península Ibérica, somos pioneiros em hidrogênio verde. No Brasil, estamos apostando
muito. No fim de 2021, adquirimos projetos de energias renováveis, boa parte deve ser para fomentar o hidrogênio verde”, disse o executivo.

Gás da Argentina

A província de Neuquén, onde fica a região de Vaca Muerta, na Patagônia argentina, representa 65% da produção de gás natural do país e poderá vir a ser um exportador para o Brasil. A afirmação foi feita pelo governador de Neuquén, Omar Gutierrez, em conversa com o CEO da Enauta, Décio Oddone, no Energy Talks, realizada no palco principal da Rio Oil & Gas.

Omar Gutierrez afirmou que a Argentina pretende ser autossuficiente em energia e que estão trabalhando para aumentar a produção de gás natural e sua exportação. “Vaca Muerta é política de estado para transformar recursos em riquezas. Nós já conseguimos reduzir o custo de produção em 50% e queremos agora aumentar a exportação”, afirmou o governador, que destacou que atualmente 20% da produção da região é exportada.

Para Décio Oddone, CEO da Enauta, esta é uma boa oportunidade para o Brasil. Ele perguntou ao governador sobre a construção de gasodutos na região. “Nós vamos começar a construir gasodutos. Temos projetos, tanto no setor público, quanto no privado, e temos que continuar a trabalhar no desenvolvimento da indústria do país. O gás será muito importante para a transição energética”, afirmou Gutierrez.