Autor: redacao

A Petrobras, em complemento ao comunicado divulgado em 06 de julho de 2022, informa o resultado da oferta de recompra de títulos globais efetuada pela sua subsidiária integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF).

O pagamento aos investidores que tiveram seus títulos entregues e aceitos para recompra ocorrerá no dia 15 de julho de 2022.

Considerando que o montante total ofertado pelos investidores não excedeu o limite de US$ 1,5 bilhão previamente estabelecido na oferta de recompra o volume total ofertado em cada uma das séries foi aceito.

O volume de principal validamente entregue pelos investidores, excluídos juros capitalizados e não pagos, foi de US$ 642.225.000,00, € 28.715.000,00 e £ 141.060.000,00 para os bonds denominados em dólares, euros e libras, respectivamente. Adicionalmente, há um montante de US$ 20.744.000,00 ainda sujeito à validação, de acordo com os termos da operação.

Os investidores que tiveram os títulos entregues e aceitos farão jus ao pagamento total respectivo, conforme abaixo definido, calculado às 11:00h da cidade de Nova York em 15 de julho de 2022.

A ANP realizou audiência pública sobre a alteração de aspectos da Resolução ANP nº 685, de 29 de junho de 2017, que estabelece a especificação do biometano de aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto.

A minuta de resolução tem como objetivo principal contribuir para o atendimento, pelos produtores de biometano, à Resolução ANP nº 685/2017, no que se refere à metodologia de análise de halogenados, que são compostos prejudiciais à saúde e/ou que podem, entre outros, danificar os equipamentos de produção de energia, motores de veículos, e que precisam ser removidos no processo de produção do biometano.

Ademais, a minuta propõe a exclusão de prazo para a contratação de laboratórios acreditados no Inmetro para realização de tais análises, conforme estabelecido atualmente no § 2º, do art. 5º da mencionada resolução. A revisão proposta também atenderá ao disposto no Decreto nº 10.139/2019, que, em síntese, trata da padronização de dispositivos e estruturas de atos regulatórios.

  Estima-se que as alterações previstas na minuta não irão gerar custos regulatórios, pois, além de incluir mais um método de análise dos contaminantes, a norma ABNT NBR 16562 – já implementada pelos laboratórios hoje capacitados a analisar biometano –, flexibilizará o atendimento ao dispositivo que exige dos laboratórios acreditação na norma ABNT NBR ISO/IEC 17025, para análise desses contaminantes.

A proposta também passou por consulta pública. Essa fase de participação social, além de dar publicidade, transparência e legitimidade às ações regulatórias da ANP, visa obter contribuições sobre tema de interesse geral de agentes econômicos, consumidores e usuários de bens e serviços da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis.

As sugestões recebidas na consulta e na audiência públicas serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da Diretoria Colegiada da Agência, antes de sua publicação.

A minuta em foco não está discriminada na Agenda Regulatória da ANP, em que se encontra processo de revisão mais amplo e completo dos atos que tratam do biometano, isto é, da Resolução ANP nº 685/2017, já mencionada, e a Resolução ANP nº 8, de 30 de janeiro de 2015, que estabelece a especificação aplicada ao biometano oriundo de produtos e resíduos orgânicos agrossilvopastoris e comerciais destinados ao uso veicular (GNV) e às instalações residências e comerciais.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 01/04/22, informa que concluiu o teste de formação no poço pioneiro 1-BRSA-1383A-RJS (Alto de Cabo Frio Central Noroeste) no pré-sal da porção sul da Bacia de Campos. A nova descoberta está localizada a 230 km da cidade do Rio de Janeiro-RJ, em profundidade d’água de 1.833 metros, no bloco Alto de Cabo Frio Central.

O teste de formação avaliou um espesso intervalo de reservatórios carbonáticos do pré-sal no qual se comprovou boa produtividade. Durante o teste foram coletadas amostras de óleo que serão posteriormente caracterizadas por meio de análises de laboratório.

O resultado é fruto da estratégia do consórcio de maximizar a utilização dos dados e de aplicar novas soluções, possibilitando o processamento em tempo real dos dados adquiridos que permite tomadas de decisão de forma ágil e segura. O consórcio dará continuidade às atividades no bloco Alto de Cabo Frio Central, visando avaliar as dimensões da nova acumulação.

O bloco Alto de Cabo Frio Central foi adquirido em outubro de 2017, na 3ª rodada de licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), sob o regime de Partilha de Produção, tendo a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora.

A Petrobras é a operadora do bloco e detém 50% de participação, em parceria com a empresa BP Energy do Brasil Ltda. (50%).

ODP4 entrou em atividade no final da última semana. Poço foi construído em tempo recorde, 68 dias

A PRIO, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil e pioneira na recuperação e incremento da vida útil de campos maduros, acaba de iniciar a produção do primeiro poço da Campanha de Revitalização do campo de Frade (ODP4), na Bacia de Campos. O poço ainda está em estabilização, mas a produção inicial já é de 15 mil barris por dia, dobrando a capacidade do ativo e levando a média da produção diária da PRIO para 48.500 barris de óleo, um aumento de 45%. Esse é o primeiro poço da Campanha de Revitalização de Frade.

O projeto foi executado em 68 dias, 22 a menos que o planejado inicialmente, contemplando perfuração, completação e conexão submarina, prazo bastante inferior às projeções iniciais, resultando em uma redução de 30% no valor orçado para o poço.

A construção do poço foi realizada em um processo dividido em cinco fases e um projeto conservador, diante das características geológicas e histórica do campo. O ODP4 se torna o segundo poço mais rápido perfurado no campo de Frade e o primeiro poço em deepwater da PRIO.

“A realização do nosso planejamento para Frade está apenas no começo. Essa bem-sucedida operação foi executada com a máxima segurança e eficiência, o que garantiu a manutenção dos mais de 3.600 dias sem acidentes com afastamento. É mais um importante passo para o crescimento da PRIO e para que ela se firme como a maior empresa independente de óleo e gás da América Latina”, comemora o diretor de operações da PRIO, Francilmar Fernandes.

A eficiência nessa operação com essa representativa redução de prazo e custo, levou a PRIO a  antecipar a perfuração de um segundo poço produtor que estava prevista para a segunda fase da Campanha de Revitalização de Frade, o MUP3A. Este novo poço, com previsão de produção na casa dos 3.500 barris de óleo por dia, terá um CAPEX bastante inferior ao do poço ODP4, já que utilizará a estrutura subsea e parte do poço MUP3 (atualmente sem produção).

“Os resultados obtidos com o ODP4, até o momento, reforçam que o campo de Frade ainda tem muito potencial. Adicionalmente a isso, a eficiência na execução desse projeto, possibilita a antecipação do cronograma da primeira fase de Revitalização desse campo, que, agora, passa a contar com quatro poços (2 produtores e 2 injetores) mantendo o mesmo CAPEX. Estamos muito animados com o que está por vir. Seguimos fazendo mais com menos e operando no máximo da eficiência”, explica Fernandes.

Frade está localizado a 121 km da costa do Rio de Janeiro, tem reserva estimada em 60.4 milhões de barris de óleo pesado e data estimada de abandono em 2.054. A PRIO é a operadora do campo desde 2019, quando adquiriu o ativo que era operado pela Chevron (51,7%), Petrobras (30%) e a Frade Japão Petróleo (18,3%) como parceiros.

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 28/07/2021 e 22/06/2022, informa que finalizou hoje a venda de 51% da Petrobras Gás S.A. (Gaspetro) para Compass Gás e Energia S.A. (Compass).

A transação foi concluída pelo valor de R$ 2,097 bilhões integralmente quitados nesta data.

A presente divulgação ao mercado está de acordo com normas internas da Petrobras e com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.

Esta operação está alinhada com o Termo de Compromisso de Cessação (TCC) assinado com o CADE, em julho de 2019, para promoção de concorrência no setor de gás natural no Brasil, bem como à estratégia de gestão do portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade.

Sobre a Gaspetro

A Gaspetro é uma holding com participação societária em 18 companhias distribuidoras de gás natural, localizadas em todas as regiões do Brasil. Suas redes de distribuição somam aproximadamente 10 mil km, atendendo a mais de 500 mil clientes, com volume distribuído de cerca de 29 milhões m3/dia. Seu quadro societário então formado pela Petrobras, com 51% das ações, e a Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda., com 49% restantes das ações, passa a ser 51% das ações da Compass e 49% das ações da Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda.

Resultados operacionais da companhia também apresentam crescimento nas atividades de cabotagem nos Tecons Salvador e Rio Grande 

A Wilson Sons registrou, em junho, um aumento de 2,6% nas manobras portuárias em relação ao mesmo período de 2021. No último mês, a companhia iniciou a operação do seu novo rebocador WS Centaurus, o mais potente em atividade no Brasil. O crescimento de manobras portuárias foi impulsionado, principalmente, pelo aumento de cargas em geral, celulose, petróleo, bauxita e grãos. 

Os resultados positivos da unidade de negócios, Rebocadores, se destacam entre os dados operacionais de junho, divulgados na sexta-feira (8/7) pela companhia, maior operadora integrada de logística portuária e marítima do País.

Outro fato relevante foi o aumento de 30,7% no total de dias em operação das embarcações de apoio offshore, graças ao início de novos contratos. As atracações de embarcações nas bases de apoio offshore também cresceram 57,9%, devido ao aumento nas operações regulares com novos contratos.

Nos terminais de contêineres Salvador e Rio Grande o destaque foi o crescimento da cabotagem (movimentação costeira de cargas). No Tecon Salvador, a cabotagem cresceu 13,7%, devido aos maiores volumes de arroz, químicos e carnes diversas. Já no Tecon Rio Grande, o aumento foi de 5% da cabotagem, com uma escala a mais e incremento nos volumes de bens de consumo. 

Em junho, a Wilson Sons ampliou em 33% a capacidade operacional do Tecon Santa Clara, terminal fluvial da companhia, que opera de forma integrada ao Tecon Rio Grande. A ampliação aconteceu após a troca da barcaça Trevo Roxo, com capacidade de 120 TEU (unidade correspondente a um contêiner de 20 pés), pela barcaça Guaíba, de 160 TEU. Além de gerar mais oportunidades comerciais para o mercado gaúcho, o incremento da navegação interior é um importante aliado no desenvolvimento de projetos logísticos mais sustentáveis, já que o uso do modal contribui para a redução na emissão de gases de efeito estufa. 

Sobre o WS Centaurus

O WS Centaurus é o primeiro de uma série de seis novos rebocadores da companhia, que trazem ao Brasil um conceito inovador. Com projeto Damen RSD 2513, a embarcação conta com novo design de casco que permite uma redução estimada de até 14% nas emissões de gases de efeito estufa, em função de uma hidrodinâmica mais eficiente. Além disso, as novas embarcações são as primeiras no País a seguirem o padrão IMO TIER III, que promove a redução das emissões de óxidos de nitrogênio em mais de 75%, contribuindo para a melhora da qualidade do ar nos portos onde operam.

Sobre a Wilson Sons

A Wilson Sons é o maior operador integrado de logística portuária e marítima do mercado brasileiro, com mais de 180 anos de experiência. A companhia tem abrangência nacional e oferece soluções completas para mais de 5 mil clientes, incluindo armadores, importadores e exportadores, indústria de óleo e gás, projetos de energia renovável, setor do agronegócio, além de outros participantes em diversos segmentos da economia.

A Siem Offshore ganhou um contrato de longo prazo para uma de suas embarcações de recuperação de derramamento de óleo (OSRVs), que realizará operações offshore no Brasil.

A Siem Offshore revelou que assinou um novo contrato para seu navio de resposta a derramamentos de óleo Siem Maragogi . Nenhuma informação financeira sobre este negócio foi divulgada. O acordo de três anos está programado para começar no quarto trimestre de 2022, em continuação direta do contrato atual.

A empresa destacou que suas embarcações OSRV, estacionadas no Brasil, são “especialmente projetadas e equipadas” para combater e conter derramamentos de óleo offshore, a fim de reduzir os danos ao meio ambiente.

O OSRV Siem Maragogi construído em 2014 é de um design ULSTEIN P801. Esta embarcação foi projetada para recuperação de derramamento de óleo com funcionalidades de PSV, desenvolvido especificamente para uma missão de oito anos para a Petrobras, explica Ulstein.

A Siem Offshore vem garantindo novos empregos para seus navios nos últimos meses. Mais recentemente, a empresa foi premiada com negócios na Austrália , Canadá e Brasil.

A ANP obteve, em 6/7, junto à Presidência do Superior Tribunal de Justiça, a suspensão das liminares concedidas nos processos judiciais nºs 1012729-07.2022.4.01.0000, 1014626-70.2022.4.01.0000 e 1007029-74.2018.4.01.3400, que permitiam que os municípios de Peruíbe/SP e Galinhos/RN fossem incluídos no rateio de royalties pelo critério de confrontação com campos produtores marítimos, mesmo que estes estejam em frente ao litoral de outro Estado da Federação.

As liminares, concedidas pela 5ª Turma do Tribunal Regional Federal da 1ª Região às prefeituras dos municípios, alteravam as regras de distribuição de royalties do petróleo e do gás natural que vigoram há mais de 24 anos. O Superior Tribunal de Justiça acatou a argumentação de prevalecer a tecnicidade da ANP e entendeu que a modificação abrupta de critérios de distribuição traria grave lesão à ordem administrativa e ao interesse público, além do potencial multiplicar de gerar novos conflitos entre os municípios. As decisões foram proferidas nas Suspensões de Liminares nº 3137 e 3138/DF.

O que são royalties  

Os royalties são uma compensação financeira devida à União, aos Estados, ao DF e aos Municípios beneficiários dos pagamentos realizados pelas empresas que produzem petróleo e gás natural no território brasileiro: uma remuneração à sociedade pela exploração desses recursos não renováveis. Incidem sobre o valor da produção do campo e são recolhidos mensalmente pelas empresas concessionárias.

A ANP atualizou em (07/07/22) a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.

Abaixo segue a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que podem emitir Certificados de Conteúdo Local:

· Razão Social: LUIZ MATTOS E ENGENHEIROS ASSOCIADOS LTDA – EPP
Sigla: RBNA
CNPJ: 28.015.659/0001-30
Acreditação ANP nº: 7

· Razão Social: SGS DO BRASIL LTDA
Sigla: SGS
CNPJ: 33.182.809/0001-30
Acreditação ANP nº:10

· Razão Social: NSG CONSULTORIA LTDA – ME
Sigla: NSG
CNPJ: 03.956.949/0001-58
Acreditação ANP nº: 17

· Razão Social: ABILITY CERTIFICADORA E CONSULTORIA LTDA.
CNPJ: 13.232.794/0001-60
Acreditação ANP nº: 20

· Razão Social: BRA CERTIFICADORA LTDA ME – ME
CNPJ: 07.568.908/0001-45
Acreditação ANP nº: 37

· Razão Social: RINA BRASIL SERVICOS TECNICOS LTDA.
CNPJ: 68.773.597/0009-06
Acreditação ANP nº: 43

· Razão Social: ICV BRASIL INSPEÇÃO, CERTIFICAÇÃO E VISTORIA LTDA.
CNPJ: 12.565.571/0001-52
Acreditação ANP nº: 44

· Razão Social: AMERICAN BUREAU OF SHIPPING
Sigla: ABS
CNPJ: 33.176.249/0001-01
Acreditação ANP nº: 45

A Petrobras informa que está reavaliando a data de início de operação do Projeto Integrado Rota 3, previsto para o segundo semestre de 2022, em função da desmobilização da força de trabalho da empresa SPE Kerui-Método, responsável pelas obras da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Polo Gaslub, em Itaboraí, Rio de Janeiro.

A companhia esclarece que as desmobilizações ocorreram nas últimas semanas por decisão unilateral da empresa SPE Kerui-Método e, por este motivo, a obra está paralisada, sendo realizadas apenas atividades de preservação dos equipamentos e das instalações. Adicionalmente, a Petrobras reforça que está em dia com todos os seus compromissos com a referida empresa.

A Petrobras empenhou todos os esforços para evitar a paralisação e está avaliando ações para minimizar os impactos à conclusão das obras. A nova data estimada para entrada em operação do ativo será divulgada após conclusão das avaliações pertinentes.