Autor: redacao

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 17 de novembro de 2020, informa o início da fase vinculante referente à venda da totalidade de suas participações nas concessões de Albacora e Albacora Leste, localizadas predominantemente em águas profundas na Bacia de Campos.

Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções detalhadas sobre o processo de desinvestimento, incluindo as orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as 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.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial, ou seja, aqueles que sejam mais resilientes frente às oscilações do preço do petróleo, com menor risco e maior retorno financeiro.

Sobre Albacora e Albacora Leste

O campo de Albacora possui uma área de 455 km² e está situado na área norte da Bacia de Campos, em lâmina d’água que varia de 100 a 1.050 m, a uma distância de cerca de 110 km do Cabo de São Tomé, no litoral norte do estado do Rio de Janeiro. No ano de 2020, Albacora produziu em média 23,2 mil barris de óleo por dia e 408,5 mil m³/dia de gás. A Petrobras é operadora do campo com 100% de participação.

O campo de Albacora Leste possui uma área de 511,56 km² e está situado na área norte da Bacia de Campos, em lâmina d’água que varia de 1.000 a 2.150 m, a uma distância de cerca de 120 km do Cabo de São Tomé. No ano de 2020, Albacora Leste produziu em média 30,9 mil barris de óleo por dia e 598,0 mil m³/dia de gás. A Petrobras é operadora do campo com 90% de participação e os demais 10% pertencem à Repsol Sinopec Brasil.

Agência Petrobras

Com a certificação OEA-C 2 a Arkema tem a oportunidade de garantir o cumprimento das obrigações tributárias e aduaneiras nas operações do grupo, proporcionando maior segurança,

credibilidade e agilidade no atendimento das demandas de clientes.

A Arkema Coatex recebeu em março a certificação de Operador Econômico Autorizado. A empresa conta com 2 plantas produtivas no Brasil, ambas localizadas em São Paulo nas cidades de Araçariguama, onde é realizada a produção de resinas acrílicas e espessantes, e na cidade de Rio Claro, com a produção de Peróxidos Orgânicos e Odorantes. A Arkema Coatex também possui um vasto portfólio de produtos distribuídos oriundos de plantas localizadas no exterior, a certificação OEA auxiliará em todas estas atividades, tanto na aquisição de matérias-primas para abastecer as plantas quanto no abastecimento de estoque local para distribuição de produtos para revenda.

Dentre os diversos benefícios oferecidos pelo programa, destaca-se o despacho sobre águas, que proporcionará redução no tempo de trânsito das mercadorias, o que implica diretamente na melhora de capital de giro, nos tornando ainda mais competitivos em mercados tão disputados nos quais atuamos, proporcionando, desta forma, uma vantagem competitiva frente aos nossos concorrentes.

Outro fator importante é o reconhecimento do programa Federal entre países, o que é denominado Acordo de Reconhecimento Mútuo (ARM), quando é assinado o reconhecimento e havendo operações entre as empresas residentes nestes, o comércio entre os países é incentivado e facilitado. Recentemente o Brasil assinou este acordo com a Bolívia e Peru, países onde a Arkema Coatex realiza exportações para clientes importantes com frequência.

Estratégia global

A iniciativa surgiu por meio de uma Comissão Executiva criada pela empresa, que também realizou a implementação de um departamento de Customs Corporativo, de onde sairiam todas as diretrizes para as subsidiárias de forma global, com o principal objetivo de fazer negócios nos diversos países onde está estabelecida seguindo as leis locais, mitigando, desta forma, qualquer penalidade por descumprimento de normas ou regulamentos e consequentemente transmitir aos clientes a segurança necessária.

A Comissão identificou que a maneira mais fácil de garantir as operações e mitigar os riscos seria através da implementação do programa estabelecido pela OMA (Organização Mundial das Aduanas) que visa facilitar o comércio entre as nações e garantir a conformidade do Operador no país certificado. Foi então adotado como projeto global a certificação das subsidiárias da Arkema, das quais a Arkema Coatex, instalada em nosso país, é a nona subsidiária dentro do Grupo a conquistar a certificação.

Romulo Bastos, Gerente de Supply Chain, destaca a importância desta certificação. “É muito importante o apoio a programas federais como estes que protegem nossas indústrias locais de concorrência desleal, focando os esforços dos agentes em cargas que possam conter material ilícito, além de garantir aos nossos clientes a segurança necessária de uma parceria sólida, que não estaremos expostos a penalidades que comprometam o negócio e provoquem consequente desabastecimento”.

Além disso, todo o caminho percorrido para obter a certificação como um todo comprova a excelência nos processos da empresa: “Quando se olha os processos com uma visão voltada a riscos aduaneiros, consegue-se perceber que algumas pontas ficam descobertas, como exemplo, todo o cuidado que necessita ser tomado em caso de uma violação de lacre de container. Isso demonstrando em um exemplo apenas o lado logístico, levando isso para uma esfera coorporativa consegue-se imaginar a complexidade de procedimentos em RH, TI, Financeiro e o mais em evidência, o departamento de comércio exterior. A conclusão que se chega após a implementação do projeto é a de que se foram formados profissionais ainda mais técnicos e competentes, além de crescimento e desenvolvimento profissional dos envolvidos”, completa.

A Chamada Pública Coordenada para aquisição de Gás Natural foi lançada pela SCGÁS em conjunto com outras quatro distribuidoras do centro-sul do país no início de março. O chamamento visa contribuir com a abertura do mercado de gás natural por meio da diversificação de fontes e agentes supridores. Além de propostas de suprimento de Gás Natural, o edital incentiva também propostas de biometano, insumo obtido por meio do processamento do biogás e que se aproxima das características físico-químicas de aplicação do insumo tradicional.

Em 2009, estudo da UFSC realizado em parceria com a SCGÁS demonstrou o potencial de geração de metano na geografia catarinense. O relatório considerou fontes ligadas à geração de dejetos de animais, esgotos sanitários, resíduos sólidos e efluentes industriais. Conclui-se, então, que Santa Catarina através de suas diversas atividades produtivas poderia gerar 2.918.107 m³ CH₄  por dia de biometano. O estudo mostrou também que este valor pode abastecer 54.685 residências com consumo médio de 200 KWh/mês. Atualmente, no Estado, são 16 mil clientes residenciais abastecidos com Gás Natural.

O valor potencial de produção do biogás é superior ao distribuído atualmente no Estado. Em fevereiro, por exemplo, a SCGÁS distribuiu uma média de 2.147.109 m³ por dia de Gás Natural. Segundo o relatório da universidade, 85% da produção seria proveniente de dejetos de animais, o que é um ponto positivo para o Estado. Concórdia, Videira e Seara, municípios do oeste catarinense, são os principais potenciais produtores de biogás, devido a criação dos animais. O Vale do Braço do Norte é outra região de importante potencial e que considera também algumas vantagens logísticas para o aproveitamento desse tipo de energia.

O Gás Natural é um combustível fóssil resultado da degradação da matéria orgânica ao longo dos anos, composto principalmente por metano. O Biogás, por outro lado, é uma fonte proveniente da degradação da matéria orgânica. Assim como o Gás Natural, pode ser utilizado na geração de energia térmica e veicular, só que de forma renovável.

Para transformar biogás em biometano é necessário que ele seja convertido e purificado. O resultado é um combustível que pode ser transportado por meio de gasodutos. Atualmente, o Gás Natural consumido em Santa Catarina é importado da Bolívia e chega ao Estado pelo Gasbol (Gasoduto Bolívia-Brasil), sofrendo influência pelos preços do mercado internacional e das economias centrais.

O Biometano, por outro lado, poderia apresentar um custo menor de transporte, já que pode ser produzido em larga escala em Santa Catarina. Com preços mais competitivos e produção nacional, o biometano é uma alternativa para o desenvolvimento econômico e social local, ajudando também na gestão do lixo orgânico.

De acordo com o Centro Internacional de Energias Renováveis-Biogás (CIBiogás) em 2020 houve um aumento de 34% na produção de biogás no país, mesmo com a crise provocada pela pandemia do novo coronavírus.

Estudo e Acordo

Além de apoiar a realização de estudos sobre o potencial de geração de energéticos renováveis no Estado, a SCGÁS tem, desde 2020, um acordo de cooperação técnica com o Centro Internacional de Energias Renováveis-Biogás (CIBiogás) para pesquisar o uso do biometano. A parceria, que tem duração de no mínimo três anos, visa encontrar oportunidades para aplicar projetos de uso de biometano em Santa Catarina.

Outro fator positivo para a utilização do biometano no mercado catarinense é que, em 2020, a possibilidade de injeção de biometano em redes de distribuição de gás canalizado ganhou a primeira norma técnica no Brasil. A “NBR-16837 – Parte 1: Requisitos”, publicada pela ABNT em abril, abrange aspectos relacionados à viabilização dessa atividade, como odoração, amostragem, análises físico-químicas, monitoramento, condições de entrega e de recebimento e requisitos sobre gerenciamento de riscos.

A Shell pretende importar até 14 milhões m³/dia de gás natural pelo Gasbol, que transporta o energético da Bolívia. Nova autorização publicada na segunda (22/03) contempla a o suprimento de termoelétricas, distribuidoras de gás e consumidores livres.

A empresa já havia recebido a autorização 6,5 milhões de m³ de gás natural liquefeito (GNL) por meio do terminal da Bahia. Nos dois casos, a concretização dos negócios depende da concorrência pelo acesso à infraestrutura – chamadas públicas para o Gasbol e o arrendamento do terminal da Petrobras, em curso.

A Trafigura também recebeu autorização para importar 25,6 milhões de m³ pelo terminal da Bahia. Este mês, a companhia já foi autorizada a importar 10 milhões de m³/dia pelo Gasbol e outros 3 milhões de m³/dia pelo trecho 1 do Uruguaiana-Porto Alegre, gasoduto que conecta Argentina e Brasil.

— Em fevereiro, a Petrobras reabriu a concorrência pelo terminal da Bahia. Na primeira tentativa de arrendamento, a única proposta apresentada, da Golar Power, foi desclassificada porque a Petrobras classificou a companhia como de alto risco de integridade.

EP BR

Companhia tem o compromisso de reduzir em 50% a captação de água doce até 2030

Em 2020, a Petrobras reutilizou 74 milhões de m³ de água, o suficiente para abastecer uma cidade de aproximadamente 1,3 milhão de habitantes por um ano. Esse volume corresponde a aproximadamente 1/3 da demanda total por água doce nas atividades operacionais e administrativas da companhia, que foi de 220 milhões de m³. Pelo segundo ano seguido, o volume de água doce captada foi reduzido, passando de 182 milhões de m³ em 2018 para 146 milhões de m³ em 2020 – uma redução de 20%.

Para a Petrobras, a água, cujo Dia Mundial é celebrado em 22 de março, significa não somente a continuidade das operações nas quais ela é utilizada, como geração de vapor, refrigeração, produção e processamento de óleo, gás e derivados. Significa também um recurso extremamente nobre para toda a humanidade, e que, portanto, deve ser objeto de trabalho constante para que o seu uso seja o mais racional possível, de forma a contribuir para a sua preservação e disponibilidade para todas as formas de vida. Por isso, a companhia assumiu, em seu Plano Estratégico, o compromisso de reduzir em 50% a captação de água doce até 2030.

O atingimento desse compromisso passa pela gestão de portfólio e por uma carteira de ações e projetos focados no reúso e medidas de redução de perdas hídricas. Em 2020, a companhia investiu cerca de R$ 13 milhões em projetos de Pesquisa & Desenvolvimento relativos ao gerenciamento de recursos hídricos e efluentes, em parceria com sete instituições brasileiras (universidades e institutos tecnológicos).

Além do investimento em projetos de reúso e em pesquisas, a Petrobras apoia voluntariamente, por meio do Programa Petrobras Socioambiental, iniciativas da sociedade civil que promovem a preservação de recursos hídricos em todo o país. Atualmente, 13 projetos, dentro da linha de atuação “Clima”, desenvolvem ações voltadas à conservação e recuperação de vegetação e que, entre outros benefícios, buscam a revitalização de nascentes, preservação de mananciais e cursos d’água e recomposição de mata ciliar, contribuindo assim para a qualidade e quantidade dos recursos naturais das bacias hidrográficas.

Entre esses projetos está o Guapiaçu, desenvolvido na porção leste da baía de Guanabara, uma das maiores baías brasileiras. O projeto contribui para o fortalecimento do ecossistema da bacia hidrográfica Guapi-Macacu (Rios Guapimirim e Macacu), por meio da restauração ecológica e da educação ambiental para alunos da educação infantil até o ensino médio. A educação ambiental de crianças e jovens nas escolas do município de Laranjeiras também é um dos pilares do projeto Azahar: Flor de Laranjeiras, desenvolvido em Sergipe. O Azahar atua na bacia hidrográfica do rio que leva o nome do estado, em parceria com a Universidade Federal de Sergipe, e busca promover a eficiência no uso da água. Também contribui com a sustentabilidade hídrica da bacia hidrográfica do rio Sergipe, fazendo o monitoramento da vazão e qualidade da água do rio e de seu importante afluente, o rio Cotinguiba.

Com essas iniciativas, a Petrobras vem contribuindo para o alcance de Objetivos do Desenvolvimento Sustentável, como o ODS 6, que trata dos temas água potável e saneamento, o  ODS 13, que estimula ações contra a mudança global do clima, e o ODS 15, que se dedica às condições da vida terrestre.

Agência Petrobras

Lixo lançado no mar tem sido o grande inimigo das aves marinhas na costa brasileira

Segundo levantamento realizado em 2020 pelo Projeto de Monitoramento de Praias da Bacia de Santos (PMP-BS), executado pela Petrobras, dos cerca de 15.489 animais encontrados, mais da metade, 8.951, foram aves marinhas. Os Pinguins de Magalhães (Spheniscus magellanicus) lideram a lista, com 5.656 animais registrados, seguido do gaivotão (Larus domenicanus), com 810 encontrados, do Bobo-pequeno (Puffinus puffinus), com 770 e do Atobá-pardo (Sula leucogaster), com 708.

Muitos são encontrados mortos ou machucados, afetados por lixo, petrechos de pesca e outras interferências das ações humanas. Nas praias do Rio de Janeiro, por exemplo, 63,9% das fragatas encontradas debilitadas apresentavam sinais do contato humano como lesões causadas por linhas de pipa com cerol e linha chilena. No litoral de São Paulo, nas praias Grande, Mongaguá, Itanhaém e Peruíbe, grande parte das gaivotas e atobás foram resgatados e diagnosticados com intoxicação alimentar, em função da ingestão de lixo.

As equipes dos Projetos de Monitoramentos de Praias (PMPs) atuam diariamente e todos os animais marinhos encontrados debilitados ou mortos são avaliados e, quando necessário, são encaminhados para o atendimento veterinário.

O período da reabilitação pode demorar alguns meses, de acordo com o estado de saúde de cada animal. De maneira geral, as aves marinhas chegam as unidades de tratamento apresentando hipotermia (temperatura abaixo do normal), hipoglicemia (falta de açúcar no sangue) e desidratação. “Os animais muitas vezes perdem a mobilidade, a capacidade de voar e de caçar sozinhos. O tratamento visa propiciar a estas aves a recuperação de movimento/voo e de alimentação espontânea, para que possam sobreviver na natureza. Avaliamos, ainda, o peso adequado e a integridade das penas, para que a soltura possa ser realizada com sucesso”, comenta o engenheiro ambiental da Petrobras, Thiago Otto.

Gaivota de botinha

Nas reabilitações mais longas, pensando em reduzir as consequências do período em cativeiro, a Unidade de Estabilização de Animais Marinhos da Univali, localizado em Penha (SC), estruturado e mantido pelo PMP-BS, desenvolveu uma “botinha” para as gaivotas – um curativo para evitar possíveis lesões em função dos longos períodos apoiadas somente no piso plano. “Quando estão na natureza, é difícil as gaivotas formarem calos, pois ficam na areia, no mar ou voando ”, explica Otto.

Projeto de Monitoramento de Praias registrou mais de 8 mil aves marinhas nas praias de Santa Catarina, Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro

Projeto de Monitoramento de Praias registrou mais de 8 mil aves marinhas nas praias de Santa Catarina, Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro

Sobre o PMP-BS

Estruturados e executados pela Petrobras para o atendimento de condicionante do licenciamento ambiental federal, é o maior programa de monitoramento de praias do mundo. Atualmente, a Petrobras mantém quatro PMPs, que, juntos, atuam em 10 estados litorâneos, acompanhando mais de três mil quilômetros de praias em regiões onde a companhia atua. O PMP da Bacia de Santos é o mais recente da companhia, foi criado em 2015 e está presente no Sul e no Sudeste, desde Laguna/SC até Saquarema/RJ.

O monitoramento é fiscalizado pelo IBAMA e compreende o registro, resgate, necropsia, reabilitação e soltura de mamíferos, tartarugas e aves marinhas, contribuindo para a gestão de políticas públicas para a conservação da biodiversidade marinha.

A sociedade também pode participar, acionando as equipes ao avistar um animal marinho vivo ou morto, pelos telefones:

PMP Área SC/PR e Área SP – 0800 642-3341
PMP Área RJ – 0800 999-5151

Confira os dados por Estado (PMP-BS):

Infográfico PMP-BS – Aves – Dados por estado (2020)

Agência Petrobras

A Equinor deu um passo importante para avançar com o projeto de Bacalhau (ex-Carcará), no pré-sal da Bacia de Santos, ao obter, da Agência Nacional de Petróleo (ANP), a aprovação do plano de desenvolvimento do campo – uma das etapas necessárias para a decisão final de investimento da norueguesa no ativo. A previsão é que a primeira fase do projeto, que prevê uma plataforma com capacidade para produzir 220 mil barris/dia de petróleo em 2024, demande US$ 8,5 bilhões.

A nova presidente da Equinor no Brasil, Veronica Coelho, diz que, em paralelo, a multinacional também se prepara para retomar este ano a produção de seu principal ativo operacional no Brasil: o campo de Peregrino (Bacia de Campos). Além disso, a empresa mira com atenção a abertura do mercado brasileiro de gás e a retomada dos leilões da ANP e espera, na área de energias renováveis, avançar nas negociações com parceiros para novos projetos no país.

Ao todo, a Equinor tem planos de investir US$ 15 bilhões no Brasil até 2030. A expectativa é que os aportes se intensifiquem a partir deste ano, conforme avance o projeto de Bacalhau. Com a aprovação do plano de desenvolvimento – que traça o planejamento das atividades na concessão em seu ciclo de vida -, a empresa espera concluir, nos próximos meses, o acordo de individualização da produção com a extensão Bacalhau Norte para, em seguida, bater o martelo com os sócios ExxonMobil e Petrogal sobre o investimento final.

“Provavelmente no segundo semestre, e a partir do ano que vem e 2023, começaremos com a parte mais pesada de construção do FPSO [plataforma flutuante] e dos equipamentos submarinos [de Bacalhau] e com a perfuração [de novos poços exploratórios] aqui no Brasil”, afirma a executiva, que vem de uma experiência de um ano na Noruega, como assessora da diretoria financeira global da Equinor.

Bacalhau é o principal vetor de expansão da empresa no país. Hoje, a companhia possui dois ativos operacionais, ambos na Bacia de Campos: opera Peregrino e é sócia minoritária da Petrobras, com 25%, em Roncador.

Em Peregrino, a Equinor pretende iniciar, no primeiro trimestre de 2022, a segunda fase de produção do campo. O projeto consiste na instalação de uma terceira plataforma fixa e, assim, atingir reservatórios antes inacessíveis. A ideia é aumentar a vida produtiva do campo e adicionar até 300 milhões de barris em reservas recuperáveis.

A produção de Peregrino está parada desde abril do ano passado, quando houve uma falha nos equipamentos submarinos do campo. O reparo atrasou, devido às limitações de pessoal a bordo impostas pela pandemia de covid-19. A expectativa da companhia é retomar a operação no primeiro semestre. “Não dá para negar o impacto da pandemia nessa nossa atividade”, disse. Antes da interrupção, Peregrino vinha produzindo 60 mil barris/dia.

Outro ativo importante dentro da carteira da empresa é a descoberta de gás de Pão de Açúcar (BM-C-33), no pré-sal de Campos, prevista para produzir em 2026, a partir da construção de um gasoduto até o Terminal de Cabiúnas, em Macaé (RJ), com capacidade para 16 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia). A tomada de decisão sobre o investimento depende da construção de uma carteira de clientes, para monetizar o gás.

“O BM-C-33 é um exemplo muito bom de como o potencial de recursos leva os investidores até um determinado ponto”, disse. “A aprovação da Nova Lei do Gás representa um avanço para o setor, na medida em que estabelece as bases legais e regulatórias para o novo desenho do mercado… [Mas] a agenda de mudanças regulatórias proposta pela ANP precisa continuar a se desenvolver a fim de apoiar decisões de investimento importantes no futuro próximo.”

A Equinor tentou estrear na comercialização do gás no Brasil, em 2020, com os volumes de Roncador. A multinacional, porém, não conseguiu chegar a uma solução de monetização e renovou o contrato para venda do gás para a sócia Petrobras.

Veronica afirma que a empresa possui “uma agenda de crescimento importante” em curso no país, mas que mira a retomada dos leilões da ANP. A empresa olha com atenção a licitação dos excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu, no pré-sal – oferecidas, sem sucesso, em 2019, diante das incertezas sobre o valor da compensação devida à Petrobras. “Acredito que as autoridades puderam refletir sobre os resultados. [O fracasso do leilão] não foi porque os ativos não eram interessantes”, afirmou.

Questionada se a interferência do governo na troca do comando da Petrobras inibe o plano de investimentos da empresa, ela comentou que as decisões da companhia se baseiam no longo prazo. “Propomo-nos a trabalhar com todas as correntes politicas. Estamos aqui para os próximos 50 anos e não pelos próximos cinco.”

Dos ativos comprados nos leilões dos últimos anos, a Equinor iniciou a exploração nas bacias de Santos e Campos, em blocos operados pela Petrobras. Para 2021 e 2022 estão previstas campanhas em Dois Irmãos Campos) e ES-M-669 (Espírito Santo). Segundo Veronica, a retomada dos preços do petróleo em 2021 dá “um certo alento”. “Mas ainda vemos muita volatilidade pela frente”, aposta.

Em renováveis, a Equinor possui um único ativo: Apodi (162 megawatts), no Ceará, a primeira usina solar do portfólio global da empresa – que tem a meta mundial de, até 2030, destinar entre 15% e 20% dos investimentos nas novas energias. “[O plano] tem casamento perfeito com as condições que enxergamos no Brasil… Mas seguimos passos cautelosos, para entender a curva de demanda futura.”

A Equinor tem memorandos com a Scatec e a Hydro, para uma usina solar de 480 MW no Rio Grande do Norte; e com a Porto do Açu Operações, para uma usina solar na região do Porto do Açu (RJ). A empresa entrou com pedido de licenciamento, ainda, para projetos de 4 mil MW de eólicas offshore no Rio e Espírito Santo.

Valor Econômico

A ANP lançou o Painel Dinâmico de Aditamento de Conteúdo Local, que apresenta dados sobre os pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local, com base na Resolução ANP n° 726/2018. Essa cláusula, presente nos contratos de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, exige que as empresas contratem um percentual mínimo de bens e serviços de fornecedores nacionais.

A Resolução ANP n° 726/2018 permitiu que as empresas pudessem aditar (modificar) a Cláusula de Conteúdo Local dos contratos vigentes, de modo a alterar os percentuais de contratação nacionais. Os novos compromissos, autorizados pela Resolução CNPE nº 1/2018, que permitiu a adoção de exigências de conteúdo local distintas daquelas vigentes nos contratos passados, desde que os percentuais não fossem inferiores àqueles previstos na Resolução CNPE nº 7/2017.

O prazo para o pedido de aditamento foi encerrado em 10 de agosto de 2018. O painel traz, assim, todas as solicitações realizadas pelas empresas até essa data (com bloco ou campo para o qual foi solicitado, bacia em que está localizado, qual a empresa operadora, entre outros dados), bem como o status do pedido na ANP. Os dados são apresentados nos formatos de tabelas e gráficos.

Para conseguir o aditamento, é necessário o cumprimento de alguns requisitos: a fase do contrato para a qual foi solicitado ainda não pode ter sido encerrada; fica extinta a possibilidade de a empresa pedir isenção (waiver) e ajuste de conteúdo local; e ela precisa renunciar expressamente a qualquer pleito que tiver contra a ANP em função de multas já pagas por descumprimento da obrigação de conteúdo local.

Os novos índices, para os contratos aditados, variam de acordo com ambiente (mar ou terra), com a fase ou etapa do contrato (fase de exploração ou etapa de desenvolvimento da produção) e o tipo de atividade.

Para projetos em terra, o novo índice, tanto para a fase de exploração quanto para a etapa de desenvolvimento da produção, é de 50% (ou seja, 50% dos bens e serviços contratados devem ser nacionais).

No caso de projetos em mar, para a fase de exploração, o novo percentual é de 18%. Já para a etapa de desenvolvimento, é de 25% para construção de poço; 40% para coleta e escoamento; e, para Unidade Estacionária de Produção (UEP), de 40% para todos os segmentos (engenharia; máquinas e equipamentos; e construção, integração e montagem).

Os percentuais da etapa de desenvolvimento também são diferentes para contratos de Cessão Onerosa, que foram atualizados em termo aditivo celebrado junto ao Ministério de Minas e Energia (MME), nos mesmos termos da Resolução ANP nº 726/2018. Nesses casos, os índices são: 25% para construção de poço; 40% para sistema de coleta e escoamento da produção; e 25 % para UEP.

Ascom ANP

As grandes empresas de petróleo, que passaram anos perseguindo o crescimento, agora estão em uma nova corrida, para ver com que rapidez podem devolver dinheiro aos investidores.

O crescimento passou a ficar em segundo plano para os investidores em óleo e gás no ano passado, quando a pandemia fez a demanda por petróleo despencar e os preços desabaram.

Com a era do petróleo claramente passando de seu pico, os investidores estão procurando empresas que possam tratá-los bem na longa e lenta queda.

As maiores empresas dos Estados Unidos, Exxon Mobil e Chevron, atraíram tanto críticas quanto elogios por manter pagamentos de dividendos e assim seguir com seu status de “aristocratas do dividendo”.

Para a Exxon, os dividendos são tão sagrados que ela fez mais dívidas para pagá-los. Na verdade, a empresa não conseguiu bancar seus dividendos apenas por meio de seu caixa mesmo em 2019, antes da pandemia.

Enquanto os dividendos ocuparam o centro das atenções no ano passado, as recompras de ações foram prodigiosas durante tempos mais felizes para os gigantes do setor. A Exxon gastou mais de US$ 250 bilhões em recompras de ações desde 2000, o ano seguinte ao fechamento da fusão com a Mobil, reduzindo sua contagem de ações em quase 40% durante esse período. A Chevron reduziu sua contagem total de ações em quase 10% desde 2001, ano em que se fundiu com a Texaco.

Recompras

A capacidade do setor de reiniciar as recompras dependerá da rapidez com que os balanços se recuperem, mas a disputa pelo coração dos investidores já está em andamento. A ConocoPhillips foi a primeira a restabelecer as recompras de ações, anunciando em 10 de março que retomou as recompras totalizando US$ 1,5 bilhão por ano. Isso ainda é um declínio acentuado em relação aos US$ 3,5 bilhões que fez em 2019, mas representa um desafio para os pares.

O reembolso de caixa já está na prioridade dos investidores, dada a percepção de que a demanda de petróleo está próxima de seu pico e podendo entrar em declínio.

Durante o dia do investidor, em 9 de março, a Chevron respondeu a várias perguntas sobre quando retomaria seu programa de recompra para valer. Embora a empresa não tenha dado um cronograma definitivo, o diretor financeiro, Pierre Breber, disse que um programa não seria retomado até que a companhia estivesse confiante de que poderia sustentá-lo por vários anos. Embora se espere que a Chevron gere caixa suficiente para cobrir os dividendos no primeiro trimestre, não sobrará uma quantia substancial.

A Exxon tem ainda menos espaço de manobra. Sua dívida cresceu US$ 20 bilhões ao longo de 2020, atingindo seu nível mais alto desde, pelo menos, sua fusão com a Mobil, há mais de 20 anos.

Não se espera que seu fluxo de caixa livre volte a níveis que possam cobrir totalmente seus dividendos até o terceiro trimestre deste ano. A EOG Resources, uma das maiores empresas independentes de exploração e produção dos EUA, também disse que daria prioridade à redução da dívida antes de buscar recompras de ações ou dividendos complementares.
Caixa

Ainda assim, as expectativas de caixa parecem estar se recuperando em um ritmo mais rápido do que os preços do petróleo, ajudadas por gastos de capital. A Exxon espera até US$ 19 bilhões em despesas de capital neste ano, um claro recuo em relação à média de US$ 29,4 bilhões em dez anos. Como resultado, espera-se que o fluxo de caixa livre se recupere rapidamente para US$ 15,3 bilhões neste ano, um nível visto pela última vez em 2018, quando o preço médio anual do petróleo Brent chegou a US$ 70 o barril. Para 2021, a autarquia de energia dos EUA espera que o Brent atinja uma média de US$ 60,67 o barril.

“Crescer lentamente, gerar fluxo de caixa livre e devolvê-lo aos investidores. Esse é o mantra que está vendendo bem com os investidores”, disse Michael Bradley, diretor do banco de investimento focado em energia Tudor, Pickering, Holt & Co. Investidores que costumavam prestar atenção aos múltiplos de avaliação, como preço/lucro, agora estão mais focados no fluxo de caixa livre, observou Bradley.

Valor Econômico

No Dia Mundial da Água, a Ecolab, líder global em soluções e serviços de água, higiene e prevenção de infecções, lança uma nova versão do Smart Water Navigator. A ferramenta on-line e gratuita ajuda as empresas a compreenderem o valor da água em suas operações e a estabelecerem planos de ação para atingirem suas metas corporativas de redução e preservação.

O novo Smart Water Navigator chega em um momento em que o aumento do uso de água pela indústria está agravando o estresse hídrico, contribuindo para um possível cenário mundial de escassez desse recurso natural. De acordo com o World Resources Institute (WRI), o mundo experimentará um déficit de água doce de 56% até 2030, se nada mudar. A projeção da ONU em 2015 trazia esse déficit em 40%.

“Este é um momento importante para a indústria repensar o fornecimento e a demanda de água doce, adotando um sistema inteligente de gestão de água” disse o presidente e CEO global da Ecolab, Christophe Beck. “Criamos o Smart Water Navigator para ajudar as empresas a desenvolverem planos assertivos e a melhorar o desempenho das equipesna condução de uma gestão inteligente da água.”

Urgência em torno da Água

Para entender melhor o estado da gestão hídrica nas empresas e como elas podem avançar com mais eficácia em seus objetivos de gestão hídrica, em fevereiro de 2021, a Ecolab e o GreenBiz entrevistaram 93 empresas com receitas de pelo menos US$ 1 bilhão. O estudo apontou que apenas 38% dos entrevistados afirmaram que a água é uma iniciativa estratégica, gerenciada de forma proativa em suas operações. Ao mesmo tempo, o S&P Global relata que o progresso no uso empresarial da água é atualmente insuficiente para evitar o déficit de água doce.

O GreenBiz é uma empresa especializada em prover inteligência e informações para facilitar a transição para uma economia limpa e a pesquisa ressaltou a urgência da ação hídrica nas organizações.

Identificar oportunidades para atingir as metas de Água

Embora as metas e objetivos de água sejam normalmente definidos pelas equipes de sustentabilidade, 95% dos entrevistados na pesquisa Ecolab-GreenBiz disseram que as equipes nas instalações são as responsáveis por atingir essas metas, o que pode contribuir para a desconexão entre as metas estabelecidas e os planos efetivos de ação:

• Apenas 54% dos entrevistados utilizavam ferramentas avançadas para mensurar e monitorar o progresso;
• 45% disseram que achavam que a água deveria ser melhor administrada e as metas seriam mais facilmente atingidas, se utilizassem melhores ferramentas.

“Apesar do crescente agravamento da crise hídrica em nosso mundo, as empresas ainda não estão priorizando a gestão da água”, disse o vice-presidente global de Sustentabilidade da Ecolab, Emilio Tenuta. “Para termos uma gestão mais eficiente da água, são necessárias ferramentas inovadoras. É por isso que aprimoramos o nosso Smart Water Navigator”.

Ajudando na ação local de Água

A nova versão do Smart Water Navigator traz benefícios tanto para os usuários que estão no início de sua estratégia, quanto para aqueles que estão prontos para monitorar o seu desempenho na gestão de água, ano após ano. A ferramenta fornece uma análise automatizada e permite que os usuários definam metas baseadas na saúde da bacia hidrográfica das comunidades vizinhas.

Os novos recursos incluem um portfólio de melhores práticas, funcionalidades para identificar riscos na captação da água e avaliar o desempenho a longo prazo.
O Smart Water Navigator contribui para a estratégia da Ecolab em ajudar as indústrias a reutilizarem, reciclarem e a reduzirem o seu consumo de água, proporcionando operações resilientes e comunidades mais saudáveis. Os esforços da Ecolab para a gestão inteligente da água se concentram em identificar e apoiar o seu uso racional e sustentável, além do estabelecimento de parcerias, como por exemplo, o Water Resilience Coalition, uma iniciativa do programa CEO Water Mandate do Pacto Global das Nações Unidas.