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A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 12/06/2020, informa que assinou na última quinta-feira com a V2I Transmissão de Energia Elétrica S.A., tendo como gestora a Vinci Partners Investimentos Ltda., contrato para a venda conjunta com a Wobben Windpower Indústria e Comércio Ltda (Wobben) da totalidade de suas participações (51% Wobben e 49% Petrobras) nas sociedades Eólica Mangue Seco 3 – Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. (“Eólica Mangue Seco 3”) e Eólica Mangue Seco 4 – Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. (“Eólica Mangue Seco 4”), proprietárias de parque de geração de energia eólica.

O valor total da venda referente à participação de 49% da Petrobras é de R$ 89,9 milhões pelas Eólicas Mangue Seco 3 e 4, a serem pagos em duas parcelas, sendo R$ 22,5 milhões na data de hoje, e R$ 67,4 milhões no fechamento da transação, sujeito aos ajustes previstos no contrato.

“Com essa operação, a Petrobras mantém o foco na redução do seu endividamento ao mesmo tempo em que concentra seus recursos em ativos com maior potencial de geração de valor, como os campos de petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas. Em paralelo, a Petrobras segue comprometida com a transição para uma economia de baixo carbono, investindo em novas tecnologias para descarbonização da produção e no desenvolvimento de combustíveis mais eficientes e sustentáveis. A companhia também mantém investimentos em renováveis, por meio de pesquisas, visando adquirir as competências necessárias para, eventualmente, operar fontes renováveis em maior escala no futuro”, destaca o diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade da Petrobras, Roberto Furian Ardenghy.

O fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pelo Banco do Nordeste do Brasil, financiador do desenvolvimento do parque eólico, e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

A presente divulgação está de acordo com as 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.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor para os seus acionistas.

Sobre as Eólicas Mangue Seco 3 e Mangue Seco 4  

As Eólicas Mangue Seco 3 e Mangue Seco 4 fazem parte de um complexo de quatro parques eólicos (Mangue Seco 1, Mangue Seco 2, Mangue Seco 3 e Mangue Seco 4) localizado em Guamaré, no estado do Rio Grande do Norte, com capacidade instalada total de 104 MW. As Eólicas Mangue Seco 3 e Mangue Seco 4 detêm e operam dois parques eólicos, com capacidade total de 52 MW, sendo 26 MW cada.

Sobre a Vinci Partners Investimentos Ltda. 

A Vinci é a uma sociedade limitada responsável pela gestão de fundos de infraestrutura do Grupo Vinci Partners, assim compreendido como a Vinci Partners Investimentos Ltda. e suas controladas (“Grupo Vinci”), o qual possui atualmente mais de R$ 47 bilhões sob gestão. O Grupo Vinci foi fundado em 2009, possuindo 226 colaboradores, dentre os quais 33 sócios, divididos em escritórios no Rio de Janeiro, São Paulo, Recife e Nova York.

O Grupo Vinci possui investimentos em diversos setores da economia, dentre os quais se destacam os investimentos realizados na Equatorial Energia S.A. (energia), Light (energia), LEST – Linhas de Energia do Sertão Transmissora (energia), Água Vermelha Transmissora (energia), Arcoverde Transmissão de Energia (energia), Transmissora Porto Alegrense de Energia (energia), Grupo Los Grobo (agronegócio), Austral (seguros e resseguros), Unidas (locação de veículos), Inbrands (varejo), Burger King (varejo), Le Biscuit (varejo), Cecrisa (revestimentos cerâmicos), Companhia Brasileira de Offshore (navegação), Uniasselvi (ensino superior), Dominos Brasil (varejo), Vero (telecom) e Cura (saúde).

Agência Petrobras

Os preços do petróleo avançaram na última quarta-feira para os maiores níveis desde fevereiro, após a Arábia Saudita anunciar um enorme corte voluntário de produção e os Estados Unidos reportarem uma firme queda nos estoques locais da commodity.

Os contratos futuros, porém, devolveram ganhos em negócios pós-fechamento, após manifestantes invadirem o edifício do Capitólio norte-americano em uma tentativa de barrar a certificação da derrota de Donald Trump na eleição presidencial de novembro.

O petróleo Brent fechou em alta de 0,70 dólar, ou 1,3%, a 54,30 dólares por barril. Mais cedo na sessão, a referência internacional atingiu uma máxima de 54,73 dólares, patamar que não era visto desde 26 de fevereiro de 2020.

O petróleo dos EUA (WTI) avançou 0,70 dólar, ou 1,4%, para 50,63 dólares o barril. O contrato chegou a bater 50,94 dólares, maior nível desde o final de fevereiro.

Durante a sessão, o mercado respondeu à queda nos estoques de petróleo norte-americanos e aos cortes de produção planejados pelos sauditas.

Mas o grande consumo pelas refinarias pode ter vida curta, segundo o diretor de futuros de energia do Mizuho, Bob Yawger.

“Queimamos um monte de petróleo para fazer muitos produtos refinados, mas não há demanda para esses produtos… Você não consegue operar em uma taxa tão alta para sempre, com os números que estamos vendo”, disse.

Agência Reuters

A ANP obteve acórdão favorável no Tribunal Regional Federal da 5ª Região (TRF5) em ação movida pelo Município de Porto do Mangue (RN), na qual solicitava recebimento de royalties por supostas instalações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural localizadas em seu território. O entendimento do TRF5, em linha com o da ANP, foi o de que o Município não faz jus a esse pagamento.

O Município de Porto do Mangue já recebe parcela da distribuição de royalties por ser integrante da zona de produção principal (parcela de 5%) e por ser confrontante com campos de petróleo e/ou gás natural. Contudo, alegava que deveria receber ainda outra parcela, pelas instalações de embarque e desembarque. A tese defendida pelo município apelante consiste no seguinte raciocínio: por ser município confrontante com a produção marítima em relação aos campos marítimos de Arabaiana, Aratum, Cioba, Pescada, Serra e Ubarana, as instalações de embarque e desembarque existentes nesses campos deveriam gerar direito ao recebimento dos royalties pelo critério de possuir instalação de embarque e desembarque.

A ANP sustentou que, para o pagamento de royalties pelo critério de possuir instalação de embarque e desembarque, é necessário que o equipamento esteja localizado no território do município. Neste caso, ficou comprovado que o equipamento objeto da presente ação se encontrava em mar territorial (bem da União), sem qualquer ligação física ao Município de Porto do Mangue. Por isso, o entendimento da ANP, confirmado pelo Tribunal, é de que as instalações existentes em mar territorial não integram os limites territoriais do ente municipal, não sendo devido o pagamento de royalties pelo critério de possuir instalações de embarque e desembarque.

Leia o acórdão do TRF da 5ª Região na íntegra (anexo).

A produção de petróleo no Brasil caiu 4,1% em novembro ante o mês anterior, para 2,755 milhões de barris por dia (bpd), em seu terceiro recuo mensal consecutivo, em meio a paradas programadas e necessidades operacionais, apontou a reguladora do setor ANP na última segunda-feira.

Já na comparação com novembro de 2019, houve um recuo de 10,9% na produção de petróleo.

A produção brasileira de gás natural também apresentou recuos em novembro, de 2,8% em relação a outubro e de 7,5% ante o mesmo mês de 2019, para 126 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d).

Somando a produção de petróleo e gás, o Brasil produziu 3,55 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em novembro, uma queda de 3,8% ante outubro e um recuo de 10% ante o mesmo mês de 2019.

“A redução na produção total de petróleo e gás em novembro foi motivada, principalmente, por paradas programadas e/ou causadas por necessidades operacionais de plataformas localizadas nos campos de Búzios, Tupi (localizados na Bacia de Santos, no polígono do Pré-sal), Albacora (Bacia de Campos) e Atlanta (Bacia de Santos)”, disse a ANP em nota.

Devido aos efeitos da pandemia, 34 campos permaneceram com suas respectivas produções temporariamente interrompidas durante o mês de novembro, sendo 17 marítimos e 17 terrestres, segundo a ANP.

Da produção total, 2,422 milhões de boe/d foram produzidos no pré-sal em novembro, sendo 1,92 milhão de bpd de petróleo e 79,808 milhões de m³/d de gás. No total, houve redução de 4,4% em relação ao mês anterior e de 6,4% em relação a novembro de 2019.

A Petrobras, principal produtora brasileira, como concessionária, produziu 2,005 milhões de bpd em novembro, queda de 5,78% na comparação com outubro.

Já a Shell, segunda maior produtora do país, alcançou uma produção de 344,899 mil bpd de petróleo em novembro, alta de 1,4% na mesma comparação.

Agência Reuters

Os preços do petróleo avançavam para máximas em meses na última segunda-feira, em meio a expectativas de que a Opep e aliados possam limitar a produção aos níveis atuais em fevereiro, além de esperanças de que vacinas possam conter o coronavíurs e levar a uma forte recuperação econômica neste ano.

O petróleo Brent subia 0,76 dólar, ou 1,47%, a 52,56 dólares por barril, às 8:11 (horário de Brasília). O petróleo dos Estados Unidos avançava 0,47 dólar, ou 0,97%, a 48,99 dólares por barril.

A alta nos preços estava em liha com desempenho positivo nos mercados financeiros, com o Brent tocando o maior nível desde março de 2020 e o WTI atingindo o maior valor desde fevereiro de 2020.

“O movimento dos preços hoje sugere que o mercado está assumindo que a Opep+ vai manter o nível de cortes inalterado no próximo mês”, disse o estrategista de commodities da ING, Warren Patterson.

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados, conhecidos como Opep+, se reúnem nesta segunda-feira.

A maior parte dos especialistas na Opep+ expressou oposição a um aumento de oferta de petróleo a partir de fevereiro durante uma reunião no domingo, disseram três fontes â Reuters na última segunda-feira.

Em dezembro, a Opep+ decidiu aumentar a produçaõ em 0,5 milhão de barris por dia (bpd) a partir de janeiro, como parte de um aumento gradual de 2 milhões de bpd neste ano, mas alguns membros do grupo questionaram a necessidade de um novo aumento agora devido à rápida disseminação do coronavírus.

“O começo do novo ano está trazendo desagios para o grupo da Opep+, uma vez que o balanço de riscos para a recuperação da demanda por petróleo mudou”, disse Harry Tchilinguirian, analista do BNP Paribas.

“O grupo de produtores Opep+ pode ter que rever sua agenda e adiar um novo ajuste nos cortes voluntários de oferta devido às últimas novidades sobre a Covid”, acrescentou ele.

Agência Reuters

A Petrobras informou que um tribunal arbitral com sede em Nova York emitiu sentença contra a companhia em arbitragem iniciada pela Iesa Óleo e Gás, o que levará a uma provisão no resultado do quartro trimestre de 2020.

Em comunicado na última segunda-feira, a Petrobras disse que a sentença determinou que sua subsidiária Petrobras Netherlands (PNBV) deverá pagar cerca de 37 milhões de dólares e mais juros, enquanto a subsidiária Tupi B.V deverá pagar cerca de 33 milhões de dólares e mais juros.

O valor referente à condenação da PNBV já foi provisionado, mas a Petrobras disse que ainda fará uma provisão no resultado do quarto trimestre referente à participação na Tupi, na qual a PNBV possui participação de 67,6%.

A arbitragem, que corre sob confidencialidade, tinha como objeto um contrato para a construção de módulos para plataformas (FPSOs), explicou a Petrobras, sem detalhar.

Agência Reuters

A Opep+ vai retomar negociações hoje após chegar a um impasse quanto aos níveis de produção de petróleo que deverão ser vistos em fevereiro, já que a Arábia Saudita se opõe a um bombeamento maior, em função da imposição de novos “lockdowns”, mas a Rússia defende um aumento de produção, citando a recuperação da demanda.

A decisão incomum de prorrogar as negociações para um segundo dia foi tomada após um debate de três horas na reunião virtual da Opep+, que reúne a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e outros produtores, incluindo a Rússia. As conversas deverão ser retomadas às 11h30 (horário de Brasília) de terça-feira.

Fontes da Opep+ disseram à Reuters que Rússia e Cazaquistão apoiaram o aumento da produção, enquanto Iraque, Nigéria e Emirados Árabes Unidos sugeriram manter o bombeamento estável.

No domingo, o secretário-geral da Opep, Mohammad Barkindo, havia alertado especialistas da Opep+ para os riscos de queda que o mercado do petróleo enfrenta.

Nesta segunda-feira, o ministro de Energia saudita, príncipe Abdulaziz bin Salman, disse que a Opep+ deve ser cautelosa mesmo com um ambiente majoritariamente otimista no mercado, já que a demanda segue frágil e a nova variante do coronavírus é imprevisível.

“Em várias partes do mundo, onde os índices de infecção aumentaram de forma preocupante, uma nova onda de ‘lockdowns’ e restrições está sendo implementada, o que inevitavelmente vai impactar a taxa de recuperação econômica desses países”, afirmou.

Com os contratos futuros do petróleo Brent se mantendo acima dos 50 dólares por barril, a Opep+ aproveitou a oportunidade para aumentar a produção em 500 mil barris por dia (bpd) neste mês, e analisa a eventual possibilidade de flexibilizar ainda mais os cortes, que atualmente atingem 7,2 milhões de bpd.

Os produtores da Opep+ têm reduzido o bombeamento desde janeiro de 2017, visando dar suporte aos preços e reduzir o excesso de oferta da commodity. Os cortes chegaram a um recorde de 9,7 milhões de bpd em meados de 2020, diante dos impactos da Covid-19 sobre a demanda por gasolina e combustível de aviação.

Agência Reuters

A produção nacional em novembro foi de 3,550 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,755 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 126 MMm3/d (milhões de m3 por dia) de gás natural. A produção de petróleo reduziu 4,1% se comparada com a do mês anterior e  10,9% frente a novembro de 2019. No gás natural, a queda foi de 2,8% em relação a outubro e de 7,5% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.

A redução na produção total de petróleo e gás em novembro foi motivada, principalmente, por paradas programadas e/ou causadas por necessidades operacionais de plataformas localizadas nos campos de Búzios, Tupi (localizados na Bacia de Santos, no polígono do Pré-sal), Albacora (Bacia de Campos) e Atlanta (Bacia de Santos).

O destaque positivo de novembro foi o poço 9-ATP-1-RJS do campo de Atapu, na Bacia de Santos, que saltou da décima para a segunda posição no ranking de poços com maior produtividade, atingindo um volume médio de produção de 57.258 boe/d (barris de óleo equivalente por dia) e ficando atrás apenas do poço 7-BUZ-10-RJS, no campo de Búzios, também na Bacia de Santos, que produziu 65.228 boe/d. O poço 9-ATP-1-RJS produz em uma jazida compartilhada que compreende os campos de Atapu, Oeste de Atapu e uma parcela não contratada da União, que teve seu 1º óleo extraído em junho de 2020 com a P-70.

As informações são do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP, que traz dados detalhados da produção nacional referentes a novembro de 2020.

Pré-sal

A produção no Pré-sal em novembro foi de 2,422 MMboe/d, sendo 1,920 MMbbl/d de petróleo e 79,808 MMm3/d de gás natural. No total, houve redução de 4,4% em relação ao mês anterior e de 6,4% em relação a novembro de 2019. A produção no Pré-sal teve origem em 116 poços e correspondeu a 68,3 % da produção nacional.

Aproveitamento do gás natural

Em novembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5 %. Foram disponibilizados ao mercado 54,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,1 MMm³/d, um aumento de 3,7 % se comparada ao mês anterior e redução de 8,6% se comparada ao mesmo mês em 2019.

Origem da produção

Neste mês de novembro, os campos marítimos produziram 96,8% do petróleo e 81,4% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil. Porém, os campos com participação exclusiva da Petrobras produziram 41,0% do total.

Destaques

Em novembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 849 MMbbl/d de petróleo e 37,4 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 75, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 153,220 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação Polo Arara, produzindo no campo de Arara, por meio de 32 poços a ela interligados, produziu 6,630 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.041.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 57.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 590,6 boe/d, sendo 117,2 bbl/d de petróleo e 75,3 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 468,3 boe/d.

Outras informações

No mês de novembro de 2020, 263 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 38 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 60 são marítimas e 211 terrestres, sendo 11 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.511 poços, sendo 480 marítimos e 6.031 terrestres.

Neste mês, 34 campos permaneceram com suas respectivas produções temporariamente interrompidas devido aos efeitos da pandemia de Covid-19, sendo 17 marítimos e 17 terrestres, e um total de 60 instalações marítimas permaneceram com produção interrompida. Não houve alteração em relação ao mês anterior.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 90,4% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 91,2 Mboe/d, sendo 73,9 mil bbl/d de petróleo e 2,7 MMm³/d de gás natural. Desse total, 74,1 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 17,1 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 11.460 boe/d no Rio Grande do Norte, 4.996 boe/d na Bahia, 276 boe/d em Alagoas, 187 boe/d em Sergipe e 181 boe/d no Espírito Santo.

Ascom ANP

A gasolina passou a fazer parte da cesta de produtos da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) este mês, após receber autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para operação do duto de nafta petroquímica também com gasolina. O combustível é formulado com produtos da própria RNEST e de outras refinarias. A chamada gasolina A não tem adição de etanol, produto que é adicionado na gasolina pelas distribuidoras que, a seguir, comercializam a gasolina C. O combustível produzido na refinaria atenderá as distribuidoras localizadas em Pernambuco e também segue para atender aos mercados do Pará e Ceará.

Sobre a RNEST

A Refinaria Abreu e Lima completou seis anos em novembro e é a mais moderna do país. A unidade tem capacidade instalada de 130 mil barris por dia (1º trem), o que corresponde a 5% da capacidade total de refino de petróleo do país.

Atualmente, produz diesel com baixo teor de enxofre (69% da produção), nafta, óleo combustível, coque e gás liquefeito de petróleo (GLP), e agora adiciona também à sua cesta de produtos a gasolina A.

Além do óleo diesel, seu principal produto, também ganhou destaque, a partir de 2019,  a produção do óleo combustível para exportação. Com a entrada da nova qualidade do bunker no mundo, a estratégia da Petrobras para capturar os ganhos associados ao novo mercado fez com que a RNEST batesse o seu recorde de produção do derivado oito vezes em nove meses, entre os anos de 2019 e 2020.

Também em 2019, a RNEST iniciou a exportação de sua produção de Coque, tendo realizado três operações: em agosto de 2019 para a China (31,1 mil toneladas), e em maio e em julho de 2020 para os Estados Unidos (31,5 mil toneladas em cada mês). Hoje se inicia o carregamento do navio para uma nova exportação para a China, com previsão de 31,5 mil toneladas.

Agência Petrobras

A Petrobras, em continuidade ao comunicado de 30 de novembro de 2020, referente ao desinvestimento da Petrobras Gás S.A. (Gaspetro), informa que recebeu em 22/12/2020 um Ofício do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) no qual o órgão atesta que a continuação da empresa Compass Gás Energia S.A. (Compass) no processo de venda da Gaspetro não caracteriza descumprimento do Termo de Compromisso de Cessação (TCC).

Dessa maneira, a companhia decidiu readmitir a Compass no processo de desinvestimento, sempre prezando pela sua competitividade, isonomia e impessoalidade.

Caso seja assinado o contrato de compra e venda de ações, a operação estará sujeita à apreciação do CADE, no momento da análise do Ato de Concentração, quanto aos possíveis impactos à defesa da concorrência.

O projeto encontra-se em fase vinculante e as etapas subsequentes serão divulgadas ao mercado de acordo com a Sistemática de Desinvestimentos da companhia.

Agência Petrobras