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A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 27/07/2020 e 11/08/2020, informa o início da fase vinculante referente à venda da totalidade de sua participação em porção exploratória do Bloco Tayrona, localizado na Bacia de Guajira, Colômbia.

Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo 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 otimização do portfólio e à melhora de alocação do capital da companhia, visando a geração de valor para os seus acionistas.

Sobre o Bloco Tayrona

O Bloco Tayrona está localizado no litoral nordeste da Colômbia, em águas profundas da Bacia de Guajira. A Petrobras, que é operadora da área, detém 44,44% de participação na concessão¹ por meio da sua afiliada Petrobras International Braspetro B.V. (PIB-BV), em consórcio com a Empresa Colombiana de Petróleo S.A (Ecopetrol), que detém os demais 55,56% de participação.

A concessão encontra-se na fase Programa Exploratório Posterior 1 (PEP1) com compromisso exploratório remanescente de perfuração de um poço, com potencial para comprovar volumes significativos de gás (world class prospects) e estabelecer posição em uma área de nova fronteira. A área apresenta similaridade com descobertas nas margens do Atlântico Sul e Caribe.

¹ A participação da Petrobras hoje é de 40%. Está em trâmite a absorção dos 10% da companhia Equinor proporcionalmente pela PIB-BV (4,44%) e pela Ecopetrol (5,56%), que deverá ser aprovada pela Agência Nacional de Hidrocarburos.

Agência Petrobras

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 17 de agosto de 2020, informa o resultado da oferta de troca de títulos não registrados, emitidos em 18 de setembro de 2019, por títulos registrados na Securities and Exchange Commission (SEC), efetuada pela sua subsidiária integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF).

Detentores de US$ 4.037.681.000 dos títulos 5,093% Global Notes, com vencimento em 2030, aceitaram trocar seus títulos não registrados por títulos registrados na SEC, com termos e condições idênticos ao previsto na oferta dos títulos antigos. A tabela abaixo resume o resultado da oferta de troca.

A liquidação será realizada em 17 de setembro de 2020, quando a PGF trocará os títulos antigos pelos novos.

The Bank of New York Mellon, atual agente fiduciário dos títulos, está atuando na qualidade de exchange agent da oferta de troca. Quaisquer perguntas, solicitações de esclarecimento ou cópias do prospecto e dos documentos relacionados à oferta de troca deverão ser encaminhadas ao mesmo, através do telefone +1 (212) 815-4259. Os investidores também poderão contatar as suas corretoras, bancos ou agentes fiduciários para solicitações referentes à oferta de troca.

Essa operação não traz impacto para o perfil de endividamento da companhia.

Agência Petrobras

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou a venda da participação da Petrobras no Polo Pescada para a OP Pescada Óleo e Gás, subsidiária da Ouro Preto Óleo e Gás. O Polo Pescada é formado pelos campos Pescada, Arabaiana e Dentão, que estão localizados nas águas rasas da Bacia Potiguar na Plataforma Continental do Estado do Rio Grande do Norte. O despacho da Superintendência-Geral do órgão com a decisão está publicado no Diário Oficial da União (DOU).

A OP Pescada já era sócia da petrolífera no polo: a empresa detinha 35% no consórcio, enquanto a Petrobras era majoritária com 65%.

O valor da transação aprovada pelo Cade foi de US$ 1,5 milhão, conforme a Petrobras já havia anunciado em julho passado.

“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 águas profundas e ultra profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos”, disse a empresa.

Para a Ouro Preto, a operação está alinhada à estratégia de expansão das suas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural por meio de operações de farm-in (aquisições parciais ou totais dos direitos de concessão detidos por uma empresa).

A produção média do Polo Pescada de janeiro a junho deste ano foi de aproximadamente 260 barris de óleo por dia (bpd) e 190 mil m3/dia de gás.

Estadão Conteúdo

A Petrobras iniciou negociações com a SBM Offshore para contratação do afretamento do FPSO Almirante Tamandaré, que vai operar no campo de Búzios, na Bacia de Santos. A contratação da SBM ocorrerá de forma direta, em acordo com a lei 13.303/16. A Petrobras monitora constantemente o mercado mundial de FPSOs e identificou que, neste momento, apenas a SBM tem capacidade de atender aos requisitos técnicos, operacionais e de disponibilidade da companhia.

O FPSO Almirante Tamandaré será o sexto sistema de produção do campo, com entrada em produção prevista para o segundo semestre de 2024. Será a maior unidade de produção de petróleo a operar no litoral brasileiro e uma das maiores do mundo, com capacidade de processamento diário de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás.

As outras duas unidades a serem instaladas em Búzios, os FPSOs P-78 e P-79, serão contratadas por licitação, na modalidade EPC (sigla em inglês para a contratação de engenharia, suprimento e construção). O certame já está em curso e participam dele as empresas que lograram sucesso na pré-qualificação pública realizada pela Petrobras. As plataformas terão capacidade para processar diariamente 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m3 de gás, cada uma. A previsão é de que entrem em operação em 2025. Essas duas unidades são resultado da estratégia da Petrobras de desenvolver novos projetos de plataformas próprias, incorporando as lições aprendidas nos FPSOs já instalados no pré-sal, incluindo aspectos de contratação e construção.

Agência Petrobras

A Petrobras informa que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou a alteração do nome de campo de Lula para campo Tupi.

A aprovação visa o cumprimento da decisão judicial de 7 de julho de 2020, em ação popular, que determinou a anulação da denominação da área de Tupi como campo de Lula, ocorrida em 2010.

As demais áreas que compõem o campo de Tupi, também tiveram suas denominações alteradas, do seguinte modo: a) Sul de Tupi, contrato de cessão onerosa e; b) Tupi Leste, área não contratada e pertencente a União Federal, representada pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

O campo de Tupi está predominantemente localizado na concessão BM-S-11, a 230 km da costa do estado do Rio de Janeiro, e é operada pela Petrobras (65%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) e a Petrogal Brasil S.A. (10%).

Tupi iniciou a produção do seu primeiro sistema definitivo em 2010, com a operação do Cidade de Angra do Reis, e é atualmente o maior campo produtor de óleo e gás no país.

Agência Petrobras

A Petrobras suspendeu sua proibição denegociação com os principais comerciantes de commodities Vitol, Trafigura e Glencore, em vigor desde que promotores brasileiros anunciaram uma investigação sobre possíveis práticas de suborno em 2018, disse a empresa à Reuters.

“Depois de um período de suspensão temporária com as empresas citadas, a companhia reiniciou negócios após a adoção de uma série de medidas específicas destinadas a trazer mais segurança à relação comercial”, disse a Petrobras.

Os promotores brasileiros anunciaram no início de dezembro de 2018 que estavam investigando as três principais firmas de comercialização de combustíveis, junto com várias outras menores, por supostos pagamentos de pelo menos 31 milhões de dólares em subornos a funcionários da Petrobras em troca de negócios mais favoráveis.

Os promotores alegaram que os chefes das empresas estavamplenamente cientes do alegado esquema de suborno.

A Petrobras disse em comunicado na noite de segunda-feira que padronizou e melhorou o acompanhamento das negociações e procedimentos, e que realizou verificações de integridade de seus operadores, entre outras medidas. Vitol, Glencore e Trafigura não quiseram comentar.

Reuters

A Petrobras revisou o portfólio de exploração e produção (E&P) devido à crise provocada pela pandemia global de coronavírus, com ajustes tanto em perspectivas de investimentos quanto nos planos de venda de ativos, disse a companhia em fato relevante na noite de segunda-feira.

A estatal agora estima investimentos de aproximadamente 40 bilhões a 50 bilhões de dólares entre 2021 e 2025, ante 64 bilhões em seu plano 2020-2024.

O movimento tem como diretriz o foco na desalavancagem, com previsão de atingir a meta de dívida bruta de 60 bilhões de dólares em 2022, priorizando projetos com breakeven de preços do petróleo Brent a no máximo 35 dólares por barril e que sejam aderentes à estratégia, explicou a companhia.

“A revisão visa maximizar o valor do portfólio do E&P, com foco em ativos de classe mundial em águas profundas e ultraprofundas”, afirmou, ao ressaltar que “Búzios e os demais ativos do pré-sal passarão a ter uma importância ainda maior na carteira da companhia”.

Esses ativos deverão representar cerca de 71% dos aportes previstos em E&P até 2025, contra 59% no plano estratégico anterior.

Búzios, sozinho, deverá receber 35% dos investimentos da Petrobras em exploração e produção nos próximos anos, enquanto outras áreas no pré-sal terão 26%.

Ativos no pós-sal, como Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador, receberão 22% dos valores previstos.

A petroleira disse ainda que revisou toda a carteira de investimentos, considerando “otimizações, postergações e cancelamentos”, enquanto também reviu seus planos de vendas de ativos.

“Com a revisão de portfólio, a Petrobras decidiu incluir novo ativos na sua carteira de investimentos”, disse a empresa, sem detalhar.

A companhia disse que irá informar o potencial impacto dos novos planos na curva de produção e o cronograma de início de novas plataformas no final de novembro, no chamado Petrobras Day, encontro com investidores, após concluir a aprovação do Plano Estratégico 2021-2025.

Reuters

O refino de petróleo bruto da China em agosto aumentou em relação ao ano anterior e atingiu o segundo maior nível já registrado, com refinarias trabalhando para digerir as importações recordes trazidas no início deste ano.

O país processou 59,47 milhões de toneladas de petróleo bruto em agosto, ou 14 milhões de barris por dia (bpd), aumento de 9,2% em relação ao ano anterior, segundo dados do National Bureau of Statistics (NBS).

O resultado só perde para o recorde de 59,56 milhões de toneladas em julho e foi superior aos 54 milhões de toneladas em agosto de 2019.

A produção total durante os primeiros oito meses de 2020 atingiu 438,03 milhões de toneladas, ou 13,1 milhões de bpd, um aumento de 3,2% em relação ao mesmo período de 2019.

As refinarias de petróleo chinesas aumentaram a produção desde maio para digerir as importações recordes de petróleo bruto e para atender à demanda de combustível que se recuperou depois que as restrições para conter o coronavírus diminuíram.

Mas o consumo doméstico de combustível está chegando ao pico e os mercados internacionais permanecem mornos, pressionando as refinarias com excesso de oferta que pode forçá-las a exportar mais, apesar das fracas margens de exportação.

“Esperamos que a produção nas refinarias caia em setembro, já que o estoque de combustível está muito alto, enquanto a oferta continua a aumentar”, disse Wang Zhao, analista da Sublime Information, sediada na China.

Reuters

A produção global de etanol deve ser 20% menor este ano, à medida que o mercado atravessa a crise gerada pela Covid-19, enquanto a retomada da produção aos níveis pré-pandemia não deve se concretizar até 2022, disse um diretor do Conselho de Grãos dos EUA na terça-feira.

Cerca de 23 bilhões de litros em produção de etanol foram perdidos em 2020, com o fechamento de mais de 250 usinas de etanol em todo o mundo, disse Brian D. Healy, diretor de desenvolvimento de mercado global de etanol do Conselho de Grãos dos EUA na conferência virtual Platts APPEC 2020.

A produção de etanol nos EUA, no entanto, já está quase recuperada do pior da pandemia e está atualmente 10% menor em comparação com os níveis de 16 de agosto de 2019, acrescentou Healy.

Depois de 2020, a implementação de políticas continuará sendo um fator chave para a demanda por etanol, disse Healy, ao apontar que alguns mercados que anunciaram expansões significativas em suas políticas de uso de etanol nos últimos dois anos começaram com atraso a implementação dos programas.

Reuters

O presidente Jair Bolsonaro aprovou resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que visa autorizar a eventual prorrogação dos prazos de vigência de contratos de concessão decorrentes de licitações de blocos de petróleo e gás realizadas a partir de 1999.

De acordo com a resolução, publicada no Diário Oficial da União de segunda-feira, a prorrogação só poderá ser efetuada para campos cuja extensão do prazo de produção se mostre viável para além do período contratual original.

A Secretaria-Geral da Presidência da República disse em nota que a medida visa “autorizar a ANP a avaliar a prorrogação da fase de produção em campos maduros concedidos à Petrobras dentro do polígono do pré-sal”.

Isso, segundo a Presidência, permitiria “manutenção da produção dos campos e atração de investimentos para revitalização de jazidas maduras”.

As empresas concessionárias interessadas na prorrogação deverão submeter à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um plano de desenvolvimento que indique os investimentos que seriam realizados.

O prazo de prorrogação será compatível com as expectativas de produção nos planos, mas limitado a 27 anos.

Eventual descumprimento dos compromissos de desenvolvimento das áreas levará ao início de processo para resolução do contrato, de acordo com a resolução.

Reuters