Autor: redacao

A Petrobras, em continuidade ao comunicado de 05/05/2022, informa que realizou o pagamento da 1ª parcela da remuneração aos acionistas aprovada por seu Conselho de Administração em reunião realizada naquela data.

O valor bruto distribuído corresponde a dividendos e juros sobre capital próprio (JCP) de R$ 1,857745 por ação ordinária e preferencial em circulação, com base na posição acionária de 23 de maio de 2022.

Sobre o valor correspondente ao JCP (R$ 0,430177 bruto por ação ordinária e preferencial em circulação) incidirá imposto de renda na fonte, exceto para os acionistas cujos dados cadastrais comprovem a condição de imunes, isentos ou acionistas domiciliados em países ou jurisdições para os quais a legislação estabeleça tratamento diverso.

INSTRUÇÕES QUANTO AO CRÉDITO

O pagamento será efetuado pelo Banco Bradesco S.A. (Bradesco), instituição depositária das ações escriturais de emissão da Petrobras. Todos os acionistas que estiverem com seu cadastro devidamente atualizados terão seus direitos creditados automaticamente em suas contas bancárias na data de hoje. Para os acionistas com ações custodiadas na B3, o pagamento será efetuado através de suas respectivas corretoras.

Mais informações poderão ser obtidas através de qualquer agência do Bradesco ou pelo telefone 0800-7011616.

Para os detentores de ADRs, o pagamento ocorrerá a partir do dia 27/06/2022 através do JP Morgan Chase Bank, banco depositário dos ADRs da Petrobras. Informações e esclarecimentos poderão ser obtidos por intermédio do site www.adr.com.

Os dividendos e JCP não reclamados no prazo de 3 (três) anos, a contar da data do pagamento (20 de junho de 2022), prescreverão e reverterão em favor da companhia (Lei 6404/76, art. 287, inciso II, item a).

A  Petrobras, em continuidade aos fatos relevantes divulgados hoje, informa que em decorrência da vacância na Presidência da companhia, o Presidente do Conselho de Administração nomeou como Presidente interino da companhia o Diretor Executivo de Exploração e Produção, Fernando Borges, com base do §4º do art. 27 de seu Estatuto Social, até a eleição e posse de novo Presidente nos termos do art. 20 do Estatuto Social.

Chegou ao Brasil o navio aliviador Suezmax DP2 Eagle Colatina, o primeiro de três navios Eco Type construídos para reforçar a frota de navios mais sustentáveis para alívio das plataformas de petróleo operadas pela Petrobras. Com porte bruto de 155 mil toneladas de deadweight, o Eagle Colatina, que atracou no Porto do Rio de Janeiro no final de maio, é construído com tecnologias ecoeficientes e contribuirá para a redução da emissão de carbono no transporte marítimo, além de reforçar a frota de navios aliviadores em momento estratégico para a companhia, agregando segurança operacional, confiabilidade e valor às operações de offloading da Petrobras.

Além do Eagle Colatina, a Petrobras receberá mais duas embarcações sustentáveis para sua frota de navios aliviadores – o Eagle Cambe e o Eagle Crato, que serão entregues até o final deste ano.

A Petrobras vem investindo na contratação de navios sustentáveis, conhecidos como Eco Type, que hoje já representam cerca de 37% da frota de navios contratados pela companhia. São embarcações construídas a partir de 2015, com projeto de construção aperfeiçoado para se adequarem às medidas de melhoria de eficiência energética estabelecidas pela Organização Marítima Internacional (OMI/IMO), que visam reduzir o gasto de combustível e as emissões de gases na atmosfera. Com isto, a empresa reafirma seu compromisso de reduzir em 25% as emissões de gases de efeito estufa até 2030 e alcançar a neutralidade dessas emissões nas operações sob seu controle.

A diferença está nas tecnologias aplicadas na construção destes navios, com equipamentos e motores desenvolvidos para auxiliarem na economia de energia e no design aprimorado, que permite reduzir o peso da embarcação e a resistência na água. Conforme estudo realizado para a classe de navios MR2, capazes de transportar em média 50 mil toneladas de derivados de petróleo, verificou-se uma redução de consumo médio de cerca de 24% de combustível por tonelada x milha, quando comparadas às embarcações convencionais da mesma classe. Estes navios atuam nas operações de cabotagem, importação, exportação e alívio de plataformas em águas profundas e ultra profundas na costa brasileira, realizando o transporte de petróleo e derivados como o diesel, gasolina e óleo combustível.

“Os navios Eco Type são utilizados cada vez mais frequentemente em nossa frota e nossas equipes têm buscado novas opções de redução de emissões, além de estruturar modelos de afretamento que estimulem a eficiência das embarcações, como parte da estratégia de descarbonização da Companhia”, afirma Rafael Noac, gerente executivo de Logística da Petrobras.

“Esta é uma tendência mundial e outras empresas devem se adequar nos próximos anos. Com a implementação das novas regulamentações para a descarbonização do transporte marítimo pela OMI/IMO, previstas para ocorrerem a partir de 2023, todas as embarcações convencionais deverão efetuar algum tipo de modificação técnica para se tornarem mais sustentáveis”, complementa Rafael Noac.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 25/05/2022, informa que a empresa Grepar Participações Ltda. (Grepar), que celebrou com a Petrobras contrato para a venda da refinaria Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR) e seus ativos logísticos associados, enviou notificação informando alteração em sua composição societária.

A Grepar é um veículo societário de propriedade conjunta das empresas Grecor Investimentos em Participações Societárias Ltda., Greca Distribuidora de Asfaltos Ltda. e Holding GV Participações S.A. A alteração societária ocorrerá mediante a cessão definitiva da totalidade das quotas do capital da Grepar detidas pela Holding GV Participações S.A. para a sociedade Greca Distribuidora de Asfaltos Ltda., que passará a assumir todos os direitos e obrigações da Holding GV Participações S.A. estabelecidas no contrato para a venda da LUBNOR celebrado com a Petrobras.

Com a alteração comunicada, a Grecor Investimentos em Participações Societárias Ltda. manterá a sua participação de 50% e a Greca Distribuidora de Asfaltos Ltda. passará a deter os outros 50% do capital social da Grepar.

Clovis Fernando Greca, sócio administrador da Grepar, afirmou que “a Grepar permanece coesa e fortalecida, comprometida em concluir a transação, e seguirá atuando para promover um ciclo de oportunidades e crescimento na LUBNOR, através de novos investimentos e buscando uma relação positiva entre a refinaria e o seu entorno, beneficiando a comunidade local como um todo.”

Rodrigo Costa Lima e Silva, Diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras, destaca que “a Petrobras reforça seu compromisso com a abertura do mercado de refino, expressa no Termo de Cessação de Prática celebrado com o CADE”.

Em resposta à notícia publicada pelo UOL, a Petrobras esclarece que a rentabilidade da companhia está em linha com os seus pares da indústria mundial do petróleo.

Os resultados econômicos recentes da Petrobras têm sido influenciados, principalmente, por sua estratégia de maior eficiência, redução de custos e investimentos responsáveis, como na produção de petróleo e gás natural no pré-sal. Cerca de 80% dos ganhos da companhia nos últimos anos foram provenientes das atividades de Exploração e Produção (E&P). Não são, portanto, resultados da comercialização de combustíveis no mercado interno.

Lucro líquido e margem líquida são informações insuficientes para comparar negócios diferentes

Embora as empresas citadas na matéria sejam todas do setor de petróleo e gás natural, elas possuem portfólios de negócio distintos. Algumas são focadas em E&P, como a Petrobras, enquanto outras possuem participação relevante em distribuição e trading de combustíveis.

O negócio de E&P do pré-sal possui margens de lucro muito maiores do que a atividade de distribuição e trading, que opera com margens menores. Mas isso tem uma contrapartida: o E&P demanda investimentos bilionários e de alto risco, que são realizados anos antes do início da produção de petróleo e geração de receita do projeto. Esses investimentos realizados não aparecem nos números de lucro líquido e margem líquida da companhia.

A análise comparativa de lucratividade é, portanto, insuficiente quando se compara diferentes portfólios de negócio. É preciso comparar o lucro gerado com o capital investido, indicando a rentabilidade real do negócio. Isso fornece uma visão mais completa e permite comparar empresas de diferentes indústrias ou aquelas com atuação distinta dentro de um mesmo setor.

Em 2021, a rentabilidade da Petrobras, medida pelo Retorno sobre o Capital Empregado (ROCE), foi de 7,8%, sendo compatível com a média obtida pelas maiores petrolíferas no mesmo período, de 13,1%. No primeiro trimestre de 2022, o ROCE da Petrobras foi de 9,9%.

Além disso, deve-se ter cautela com a observação da lucratividade reportada pelas empresas, uma vez que pode estar sujeita a efeitos de receitas e despesas não recorrentes. Neste ponto, cabe destacar que empresas citadas na matéria reconheceram perdas substanciais não recorrentes em seus demonstrativos financeiros do primeiro trimestre de 2022, em função sobretudo da retirada de seus negócios da Rússia, impactando negativamente a lucratividade.

Maior beneficiária dos resultados da Petrobras é a sociedade brasileira

A maior beneficiária dos resultados da Petrobras é a sociedade brasileira, especialmente por meio dos recursos destinados à União, estados e municípios, que podem ser utilizados em políticas públicas para os mais diversos fins.

Somente no primeiro trimestre de 2022, a Petrobras pagou R$ 70 bilhões aos cofres públicos entre tributos e participações governamentais, praticamente o dobro do valor recolhido no mesmo período de 2021. No ano passado, a empresa recolheu R$ 203 bilhões em tributos próprios e retidos, maior valor anual já pago pela companhia, um aumento de 70% em relação a 2020. Adicionalmente, o montante destinado pela Petrobras neste ano em dividendos para a União soma cerca de R$ 32 bilhões até julho.

Esses valores expressivos demonstram que as atividades da Petrobras retornam muito mais para a sociedade brasileira por meio de arrecadação e dividendos do que em lucro para a própria empresa.

A Chevron concedeu um contrato de longo prazo a Worley para o fornecimento de vários serviços ao seu portfólio de ativos onshore e offshore espalhados pelo mundo.

A Worley informou que garantiu um contrato global de serviços principais com a Chevron por um período de dez anos.

Chris Ashton , CEO da Worley, comentou: “Estamos satisfeitos por apoiar os ativos da Chevron em todo o mundo , consistente com nosso propósito de entregar um mundo mais sustentável”.

Sob os termos deste acordo, a Worley fornecerá serviços aos ativos upstream , midstream e downstream da Chevron, incluindo desenvolvimento de projetos para ativos onshore e offshore .

Além disso, a Worley fornecerá serviços de engenharia e relacionados a projetos, incluindo o trabalho com especialistas em capacitação digital da gigante norte-americana para otimizar as formas de trabalho e melhorar a eficiência.

A Worley informou também que esses serviços serão executados por seus escritórios globais com suporte de sua equipe de Global Integrated Delivery (GID) na Índia.

Quando se trata dos negócios mais recentes da Worley com outros grandes players do setor de energia, vale a pena notar que a empresa assinou um contrato de serviços de engenharia e aquisição (EP) de três anos com a Shell no mês passado.

Unidas num consórcio, a Toyo Setal e a Toyo Engineering Corporation venceram a concorrência para a construção de uma unidade de hidrotratamento de diesel (HDT) e revamping de unidades existentes na Refinaria de Paulínia (Replan) – a maior do Brasil em capacidade de processamento. Com esse projeto, toda a produção de diesel dessa refinaria será do tipo S-10 cujo teor de enxofre é menor que o do diesel S-500, que deixará de ser produzido.

O contrato foi assinado em 9 de maio, e desde então, as equipes do Consórcio Toyo Setal HDT Paulínia já começaram a desenvolver o trabalho, cujo prazo de entrega é de 40 meses.

O escopo do contrato inclui fornecimento de bens e a prestação de serviços relativos à elaboração de projeto executivo, construção, montagem e desmontagem, revamp, comissionamento, suporte à pré-operação e partida, operação assistida e fornecimento de bens do projeto HDT 4.

“O contrato é em regime EPC. Já estamos iniciando a aquisição dos principais equipamentos e em fase inicial da mobilização. A obra deverá gerar aproximadamente 1.300 empregos diretos”, destaca Carlos Stampa, gerente de desenvolvimento de negócios da Toyo Setal.

Experiência local e capacidade

Segundo o executivo, a concorrência foi realizada na modalidade “menor preço global”, e o Consórcio Toyo Setal HDT Paulínia sagrou-se vencedor mediante conjunção da proposta mais competitiva com o cumprimento irrestrito de todos os critérios de habilitação exigidos no edital da Petrobras. “Aplicaremos toda nossa experiência local e capacidade de executar serviços de grande porte em construção e montagem, utilizando mão de obra própria. A Toyo Setal agregará seu profundo conhecimento de procurement local com os serviços globais de procurement da Toyo Engineering Corporation”, afirma.

Ainda segundo Carlos Stampa, a Toyo Setal e a Toyo Engineering Corporation possuem longa experiência e vasto histórico de execução e fornecimento para a Petrobras, incluindo diversos outros projetos desse mesmo tipo, tamanho e complexidade.

O investimento na construção da nova unidade HDT, e no revamping das atuais faz parte do Plano Estratégico 2022-2026. Segundo a Petrobras, com o início da operação da nova unidade HDT, previsto para 2025, a capacidade da Replan para a produção de Diesel S-10 vai aumentar em 63 mil barris por dia (bpd) e em 12,5 bpd de querosene de aviação.

Segundo a Petrobras, o foco tem sido a melhoria de eficiência energética e redução de gases de efeito estufa, adequando as refinarias e preparando a empresa para continuar competitiva. Nos próximos cinco anos, estão previstos investimentos de US$ 6,1 bilhões para expansão da capacidade de refino e para posicionar suas refinarias entre as melhores do mundo em eficiência e desempenho operacional.

A Kongsberg Digital foi contratado pela Floatel International, para lidar com a digitalização de sua frota com a solução de infraestrutura de dados em nuvem Vessel Insight.

A Kongsberg Digital revelou que a Floatel, atualmente operando na região do Mar do Norte , Austrália , Golfo do México e Brasil , agora se beneficiará de sua infraestrutura digital Vessel Insight , lançada em 2019.

Andreas Jagtøyen , vice-presidente executivo da Digital Ocean na Kongsberg Digital, comentou: “Estamos entusiasmados por fazer parte da Floatel International em sua jornada digital. Eles são especialistas em trabalhar sob condições extremas e estamos orgulhosos de que nos tenham escolhido para apoiá-los na redução de emissões e na comprovação de operações ideais por meio da digitalização.”

O provedor de soluções digitais explicou que a frota da Floatel é composta por cinco embarcações semissubmersíveis de acomodação e apoio à construção e a empresa está trabalhando sistematicamente para reduzir suas emissões e otimizar suas operações. De acordo com Kongsberg, a solução de software Vessel Insight deve ajudar o provedor de hospedagem a obter melhor controle e soluções mais inteligentes por meio da digitalização .

Para isso, a plataforma Vessel Insight – que captura e agrega dados de qualidade fornecendo uma infraestrutura de dados de embarcação para nuvem com APIs, painéis específicos para embarcações e ferramentas de análise de dados, permitindo acesso à visão geral da frota – será implantada em todas as unidades operacionais da Floatel. plataformas, Kongsberg elaborou em sua declaração.

Alexander Östberg , Gerente Técnico da Floatel International, comentou: “Uma de nossas principais áreas de foco é a descarbonização orientada por dados . Esperamos tirar o máximo proveito de aplicativos como o Maress e esperamos obter um melhor uso de nossos dados de gerenciamento de combustível. Com a infraestrutura Vessel Insight e o ecossistema Kognifai, temos todas as nossas soluções digitais no mesmo lugar e maiores oportunidades para uma maior digitalização.”

A Kongsberg Digital ganhou vários contratos recentemente. Em maio de 2022, a empresa assinou um contrato de frota com um cliente não identificado para fornecer seu Vessel Insight a mais de 100 embarcações, no que é descrito como outro grande passo para a digitalização do setor de transporte marítimo.

Este mês provou ser ainda mais lucrativo para a empresa norueguesa, pois anunciou um acordo com a suíça MSC, que permitirá digitalizar toda a frota da MSC composta por aproximadamente 500 navios com o Vessel Insight.

A Floatel também garantiu mais trabalho recentemente após uma extensão com a Equinor para uma unidade que opera offshore no Brasil, que mais tarde se mudará para o Golfo do México para trabalhar para a Chevron.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 10/06/2022 sobre a decisão liminar proferida pelo Tribunal de Justiça do estado do Rio de Janeiro que determina a paralisação das negociações contratuais referentes ao processo de venda do Polo Bahia Terra, informa que o efeito suspensivo do recurso interposto contra tal decisão foi indeferido.

A companhia adotará todas as medidas jurídicas cabíveis em prol dos seus interesses e de seus investidores.

A Petrobras reforça a aderência do processo competitivo do Polo Bahia Terra às suas normas internas e disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018 bem como a importância dos desinvestimentos em sua gestão de portfólio.

Foi publicado no Diário Oficial da União (DOU), o aviso de audiência pública, precedida por consulta pública pelo período de 45 dias, sobre a minuta de revisão da Resolução ANP nº 725/2018, que determina os procedimentos e os prazos para a entrega de dados geoquímicos à Agência. A nova versão visa simplificar e esclarecer sobre o atendimento às regras estabelecidas pela resolução e, consequentemente, promover a diminuição dos níveis de não conformidade na entrega desses dados.

A proposta prevê a atualização do Padrão ANP3, que estabelece a forma, os procedimentos e os prazos para a entrega de dados geoquímicos à ANP. Corrige problemas estruturais, simplificando o atendimento ao padrão, bem como tornando-o menos prescritivo, priorizando os resultados informados. Adicionalmente, devem ser observadas as novas tecnologias, de acordo com o projeto de modernização digital em curso na Agência, que promove mudanças na forma de envio e arquivo de dados.

As principais instituições que produzem dados geoquímicos relativos à indústria do petróleo e que devem observar as instruções da resolução são: empresas de Exploração e Produção (operadoras ou parceiros integrantes do consórcio), empresas de Aquisição de Dados (atividades autorizadas) e instituições acadêmicas com projetos relacionados a petróleo e gás.

A revisão da Resolução ANP nº 725/2018 foi iniciada após a realização de diversas reuniões, além de workshop com representantes da indústria, empresas operadoras, universidades e áreas internas da Agência, assegurando a participação social no processo.

Foram recebidos subsídios e contribuições para a elaboração da análise de impacto regulatório (AIR), abordando os principais pontos da Resolução que se pretende revisar. Os resultados foram consolidados na Nota Técnica nº 91/2021/SDT (documento SEI nº 1619903 do Processo Administrativo nº 48610.217889/2021-43).

A publicação da revisão da resolução está prevista na Agenda Regulatória 2021-2022 da ANP.