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Cessão permite a criação de um polo integrado com o campo de Polvo, na Bacia de Campos, com redução de custos para R$ 80 mi ao ano (dos US$ 200 mi em 2019). Investimentos na interligação dos ativos é estimado em US$ 45 mi.

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) aprovou segunda-feira (3/08) a cessão dos direitos da Dommo Energia no campo de Tubarão Martelo, na Bacia de Campos, à PetroRio, que se torna operadora do ativo, com uma participação de 80%. A aquisição gera sinergias significativas, reduções do lifting cost, e extensão da vida econômica dos campos até 2035.

Em fevereiro, a PetroRio havia anunciado a compra do FPSO OSX-3 e 80% do campo de Tubarão Martelo, onde a embarcação de produção e estocagem de óleo opera. A unidade custou US$ 140 milhões.

A companhia irá integrar os dois campos, simplificando o sistema de produção e criando um polo produtor de óleo na Bacia de Campos. Todos os poços produtores dos dois campos serão interligados (tieback) ao FPSO adquirido. A operação gera importantes sinergias com logística aérea, marítimas e terrestre e o descomissionamento do FPSO atualmente arrendado que opera no campo de Polvo.

Em um momento desafiador para o a indústria de óleo e gás, haverá uma forte otimização com a criação do polo unindo Tubarão Martelo e Polvo. Atualmente, os custos operacionais somados dos Campos chegam a US$ 200 milhões ao ano – cerca de US$ 100 milhões de cada um. A previsão é que esse valor será reduzido para cerca de US$ 120 milhões por ano até o tieback e cerca de US$ 80 milhões ao ano após.

A PetroRio calcula que o investimento necessário para a interligação de Polvo e Tubarão Martelo seja de cerca de US$ 45 milhões, grande parte a ser despendido ao longo do primeiro semestre de 2021.

A previsão é que o novo polo de produção esteja integrado em meados de 2021, quando a PetroRio aumentará a sua participação para 95% nos dois campos, tendo direito a esse mesmo percentual na produção de óleo.

Redação

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) publicou o Relatório Anual da Administração 2019, com informações consolidadas sobre os principais resultados da empresa. O documento apresenta as atividades da PPSA em suas três frentes de atuação, melhorias na governança corporativa, investimentos em tecnologia e recursos humanos e o desempenho financeiro do exercício.

Em colaboração com os operadores, a PPSA fez a gestão de 14 contratos de partilha de produção, com atividades diversas em todos os projetos. A empresa comercializou a parcela de petróleo da União em dois dos 14 contratos e, de forma simultânea, do gás natural em dois campos de petróleo. Em outra frente de atuação, a companhia representou a União nos acordos de individualização da produção, transformando as participações governamentais em campos de petróleo em novos recursos. Com todas essas atividades, foram arrecadados R$ 848 milhões para os cofres públicos em 2019.

A PPSA também se preparou para fazer frente aos novos contratos que viriam com a Rodada de Excedentes da Cessão Onerosa e a 6ª Rodada de Partilha de Produção, quando mais três campos foram arrematados, em novembro de 2019, totalizando a gestão de 17 contratos de partilha de produção. Para isso, obteve autorização da Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (SEST) para a contratação de 23 profissionais de livre provimento para dar suporte à demanda técnica, deu continuidade ao seu plano de transformação digital e aprimorou a governança corporativa.

Em 2019, a companhia atuou com uma nova diretoria. O engenheiro Eduardo Gerk assumiu como diretor-presidente em abril e trouxe dois novos profissionais para compor a diretoria: o diretor de Administração, Controle e Finanças, Samir Awad; e o diretor de Gestão de Contratos, Osmond Coelho. Paulo Carvalho continuou à frente da diretoria Técnica e de Fiscalização.

Clique no link abaixo, para ter acesso ao Relatório da Administração 2019.

http://www.presalpetroleo.gov.br/ppsa/conteudo/rel-adm-2019.pdf

Redação

Capaz de detectar defeitos com menos da metade da largura de um fio cabelo humano e imperceptível a olho nu, a nova célula robótica de inspeção de qualidade 3D (3DQI) da ABB acelerará substancialmente a produção, fornecendo testes rápidos e precisos para facilitar a metrologia e consumir menos tempo. A célula de inspeção de qualidade 3D elimina a necessidade de uma inspeção manual demorada, enquanto reduz substancialmente a probabilidade de falhas e erros. Além de aumentar a produtividade, a solução também reduz custos, minimizando o risco de defeitos do produto que podem levar a possíveis recalls.

Os principais benefícios da célula 3DQI incluem velocidade combinada, precisão abaixo de 100 (micrômetro) μm e flexibilidade fornecida por seu design modular, com os clientes capazes de criar uma solução sob medida para seus requisitos exatos.

O 3DQI foi concebido para estações de teste offline e sua modularidade permite a personalização ou expansão para atender às crescentes necessidades dos negócios. Usando um único sensor óptico de luz branca 3D para digitalizar milhões de pontos 3D por foto, é possível criar um modelo digital detalhado da peça que está sendo inspecionada, que pode ser comparado a um desenho CAD original. Tudo isso pode ser feito 10 vezes mais rápido do que com as tradicionais máquinas de medição coordenadas (CMM).

O sensor pode ser transportado por qualquer robô com uma capacidade de manipulação superior a 20 kg e é compatível com uma variedade de robôs, esteiras e mesas rotativas, portanto, não há limites nas dimensões das peças que podem ser inspecionadas.

A nova célula de inspeção 3DQI é a mais recente célula introduzida pela ABB e junta-se ao FlexArc® e ao FlexLoader no crescente portfólio de soluções inteligentes e flexíveis da ABB.

“A capacidade de medir e controlar com precisão a qualidade é vital para garantir que os produtos atinjam consistência, cumpram os padrões e atendam às expectativas dos clientes. Os métodos de teste tradicionais são lentos e capturam os possíveis erros de qualidade com frequência tarde demais no processo”, disse Tanja Vainio, diretora administrativa Auto Tier One da área de negócios Robotics da ABB. “Nossa célula 3DQI automatiza esse processo, excedendo em muito as capacidades da inspeção tradicional em velocidade, precisão e repetibilidade. Desenvolvemos e testamos nossa tecnologia 3DQI em aplicações automotivas, incluindo o fornecedor automotivo Benteler, e foi comprovado que a solução 3DQI melhora a qualidade, produtividade e segurança do produto, liberando mão de obra qualificada para ser implantada em outras tarefas.”

A solução também fornece análise abrangente de dados processados em tempo real. Os registros digitais suportam a rastreabilidade, necessária em vários setores, além de permitir que os clientes adaptem seus processos para evitar falhas adicionais para melhorar a qualidade e a produtividade em geral. Todo o equipamento está incluído no potente RobotStudio® Sidio Planner Power Pack da ABB para programação fácil e intuitiva, permitindo que novos usuários se familiarizem rapidamente com o uso da solução 3DQI.

Redação

Resultado reflete redução significativa dos custos por barril e realização de hedge contratados para preservar o caixa da companhia; produção de óleo cresce 17% no período

A PetroRio, maior companhia independente de petróleo do país, alcançou, no segundo trimestre de 2020, resultados favoráveis, com aumento da produção de óleo e redução de custos operacionais. Apesar do cenário desafiador, o EBITDA Ajustado (incluindo hedge) no período atingiu R$ 306 milhões, com alta de 5% na comparação com o segundo trimestre de 2019. Nos seis primeiros meses do ano, a rubrica ficou em R$ 545,3 milhões, um crescimento de 75% frente a igual período de 2019.

O desempenho foi impulsionado pela estratégia acertada da companhia de fazer, em janeiro deste ano, hedge para proteger o fluxo de caixa contra a queda nos preços do óleo tipo Brent. Os contratos de hedge permitiram que a PetroRio atravessasse o período de preços baixos mantendo suas vendas efetivas de óleo a US$ 53,1 por barril no segundo trimestre, assegurando o aumento do EBTIDA Ajustado considerando as operações de hedge.

“Diante de um trimestre tão desafiador e sem precedentes para produtores de óleo no mundo, a PetroRio firmou-se entre as empresas mais resilientes do setor. Nosso modelo de negócios foi novamente testado, com o preço do Brent por quase dois meses abaixo de US$ 30. Durante este período de adversidade, nosso time respondeu com agilidade, mantendo o foco na saúde, segurança, além da readequação dos custos operacionais, preservação da liquidez da companhia e a busca por sinergias”, destacou Roberto Monteiro, CEO da PetroRio.

A combinação desses esforços resultou em uma redução, pelo sexto trimestre consecutivo, do lifting cost total (custo de extração) para US$ 13,7 no segundo trimestre, representando uma melhora de 43% na comparação com o mesmo período de 2019. A perspectiva é de uma diminuição ainda maior de custos quando da integração dos campos de Polvo e Tubarão Martelo, formando um único polo produtor ligado ao FPSO OSX 3.

No segundo trimestre, a produção da PetroRio apresentou aumento de 17% em relação ao mesmo período de 2019 – para 23,4 mil barris dia. O resultado reflete especialmente da aquisição de 18,26% do Campo de Frade, concluída no quarto trimestre de 2019, e da bem-sucedida campanha de perfuração de 2019/2020 em Polvo. As sinergias operacionais e logísticas entre os dois campos contribuíram para a mencionada redução de custos da companhia.

No campo de Frade, o volume produzido teve incremento de 36,2% em relação ao segundo trimestre de 2019. No Campo de Polvo, a produção trimestral cresceu 11% na comparação com o segundo trimestre do ano passado em razão da entrada em operação de um novo poço novo poço produtor em março deste ano.

Apesar do bom desempenho operacional, o resultado líquido do segundo trimestre foi impactado por efeitos não-caixa relacionados principalmente à variação cambial. Tais ajustes não trouxeram impactos no caixa da companhia, uma vez que as receitas e o caixa são predominantemente dolarizados. Desse modo, o resultado líquido (ex-IFRS 16) do trimestre foi negativo em R$ 76 milhões.

ALAVANCAGEM

Mesmo com as adversidades agravadas pela pandemia de Covid-19, a PetroRio conseguiu reduzir os níveis de endividamento, terminando o segundo trimestre de 2020 com o indicador de dívida líquida/EBITDA de 2,1 vezes.
A repactuação da dívida com a subsidiárias da Chevron contraídas para a aquisição do campo de Frade, com o alongamento dos pagamentos, melhorou substancialmente a liquidez da companhia em 2020 e 2021.

REAPRESENTAÇÃO ESPONTÂNEA DOS RESULTADOS DE PERÍODOS ANTERIORES

Após sugestão da nova auditora externa Ernst & Young sobre a interpretação de determinadas normas contábeis e premissas utilizadas nas demonstrações financeiras anteriores, a administração da PetroRio optou por efetuar alterações e reapresentar espontaneamente as demonstrações dos períodos 2017, 2018, 2019 e as informações trimestrais primeiro trimestre de 2020.

As mudanças mais significativas ocorreram em 2019, quando os ajustes geraram impacto positivo de R$ 202 milhões no resultado do ano. Com isso, o lucro líquido de 2019 alcançou R$ 837,9 milhões. Os principais efeitos contábeis foram a alteração na taxa de desconto da provisão do abandono dos campos da companhia – o que reduz o passivo em R$ 145,9 milhões no ano, melhorando o resultado; alterações dos laudos de alocação do preço pago na aquisição de Frade; e tributos diferidos passivos apresentados pelo líquido com o ativo de impostos diferidos e com reconhecimento de impostos sobre diferenças temporárias.

Esses três ajustes mais representativos somados alcançam efeito positivo de R$ 165 milhões no resultado de 2019. Os demais ajustes de menor impacto resultam em um impacto positivo de R$ 37 milhões.

Redação

A BP cortou seus dividendos pela primeira vez em uma década, após um prejuízo recorde de 6,7 bilhões de dólares no segundo trimestre, quando a crise do coronavírus impactou a demanda por combustíveis.

Mas a companhia conseguiu passar uma mensagem positiva aos investidores ao acelerar planos de reinvenção como uma empresa de baixo carbono— as ações subiam mais de 7% após a petroleira ter divulgado objetivos de reduzir sua produção de petróleo e gás em 40% e aumentar investimentos em energias renováveis como usinas eólicas e solares na próxima década.

Todas grandes petroleiras têm sofrido no segundo trimestre, uma vez que medidas de isolamento adotadas para conter a disseminação do novo coronavírus limitaram viagens e levaram os preços do petróleo a tocar os menores níveis em duas décadas.

Diversas delas cortaram dividendos em resposta, incluindo Shell e a norueguesa Equinor.

O presidente da BP, Bernard Looney, que assumiu o cargo em fevereiro, evitou reduzir os dividendos no primeiro trimestre, apesar de uma piora nas condições de mercado e do corte de dividendos por rivais.

Mas na terça-feira a BP reduziu o dividendo em 50%, para 5,25 centavos de dólar por ação, enquanto analistas estimavam corte de 40%.

O prejuízo líquido da BP ficou em linha com as expectativas de analistas e foi em grande parte devido à decisão da empresa de realizar baixas contábeis de 6,5 bilhões de dólares no valor de seus ativos de exploração de petróleo e gás após uma revisão de projeções de preços.

A BP registrou impairments totais de 17,4 bilhões de dólares, no limite superior de sua projeção anterior.

“Esses resultados foram guiados por outro trimestre desafiador, mas também por medidas deliberadas que tomamos à medida que continuamos a re-imaginar a energia e reinveintar a BP”, disse Looney em um comunicado, em referência às baixas contábeis.

O prejuízo, segundo definições contábeis da BP, é o primeiro registrado pela empresa segundo dados do Refinitiv Eikon. Looney disse que foi “o mais duro trimestre na história da indústria”.

Agência Reuters

A estatal norueguesa Equinor e a Repsol Sinopec pretendem viabilizar a negociação em conjunto de parte das reservas de gás natural do bloco BM-C-33 no Brasil, segundo documentos das empresas ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

Um contrato associativo entre a Equinor e a joint venture da espanhola Repsol com a chinesa Sinopec foi aprovado sem restrições pelo órgão antitruste, que não viu riscos à concorrência no mercado de gás, de acordo com publicação no Diário Oficial da União desta segunda-feira.

As petroleiras informaram ao Cade que o bloco na Bacia de Campos encontra-se em estágio de avaliação de comercialidade e que o desenvolvimento futuro do ativo depende diretamente da identificação de alternativas economicamente viáveis para a venda da produção de gás.

“A operação engloba a prospecção e avaliação conjunta de potenciais clientes, bem como o estabelecimento de condições comerciais a serem observadas para a negociação em conjunto, o que poderá resultar na formalização de contratos de fornecimento de gás de longo prazo (‘gas sales agreements’ ou ‘GSAs’), individuais para cada requerente”, explicaram as empresas, em parecer disponibilizado pelo Cade.

O bloco BM-C-33, atualmente na fase de exploração, ainda tem a Petrobras como sócia, com 30% de participação, contra 35% de Repsol Sinopec e 35% da Equinor.

O ativo foi licitado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em rodada realizada em 2005.

Reuters

A Petrobras reduziu os preços de venda de gás natural para as distribuidoras a partir de 1/8/2020, reafirmando os compromissos firmados para o novo mercado de gás natural. Os contratos iniciados em janeiro de 2020 terão uma redução acumulada média de 48% em US$/MMBtu em comparação a dezembro de 2019, considerando a cotação do dólar na data contratual de atualização do preço. Quando medidos em R$/m³, os preços terão uma redução média acumulada de 35%, apesar da depreciação do Real.

A redução no preço reflete os novos contratos de venda com as distribuidoras, em que o preço da molécula de gás está atrelado à variação do preço do petróleo no mercado internacional, cuja revisão é realizada trimestralmente. Os contratos de venda para as distribuidoras são públicos e estão disponíveis para consulta no site da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A companhia esclarece que o preço final do gás natural ao consumidor não é determinado apenas pelo custo da molécula de gás e do transporte, mas também pelas margens das distribuidoras e pelos tributos federais e estaduais. Além disso, o processo de aprovação das tarifas é realizado pelas agências reguladoras estaduais, conforme legislação e regulação específicas.

A Petrobras reafirma seu compromisso com o processo de abertura do mercado de gás natural, cujo Termo de Compromisso de Cessação foi assinado em julho de 2019 com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE). A companhia tem atuado para acelerar as etapas sob sua responsabilidade na busca pelo desenvolvimento de um mercado competitivo e sustentável.

Agência Petrobras

Embora bastante prejudicado pela queda nas cotações internacionais após o início da pandemia, o setor de petróleo retomou em junho patamares de produção anteriores à pandemia, tanto na produção quanto nas refinarias. A evolução ajuda a aliviar o caixa de estados e municípios beneficiados pelas receitas petrolíferas.

De acordo com a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis), a produção nacional de petróleo voltou a ultrapassar a casa dos três milhões de barris por dia pela primeira vez desde janeiro, com o crescimento das operações nos campo de Lula e Búzios, os maiores do país, e a retomada de projetos de gás na Bahia e no Maranhão.

Em junho, o país produziu um total de 3,013 milhões de barris de petróleo, alta de 9% em relação a maio e de 17,8% na comparação com o mesmo mês de 2019. Já a produção de gás cresceu 12,3% e 15,6%, respectivamente, para 128 milhões de metros cúbicos por dia.

Em Lula, que é hoje o maior produtor brasileiro e será rebatizado por decisão judicial, houve retorno da produção de uma plataforma e duas outras atingiram plena carga. Em Búzios, o segundo maior, duas unidades também voltaram a operar com carga total no período. Os dois campos são responsáveis por 50% da produção nacional.

Após o início da pandemia, a produção nacional de petróleo foi reduzida para se adequar à queda da demanda global. A Petrobras calcula que os impactos sobre sua operação chegaram a 114 mil barris de petróleo por dia. Já os campos de gás foram parados por falta de demanda por energia elétrica.

O corte na produção e o colapso dos preços do petróleo no início da pandemia derrubaram a arrecadação de royalties sobre a produção. Em abril, quando as cotações internacionais chegaram a ser negociadas abaixo de US$ 20 (R$ 103, na cotação atual) por barril, as petroleiras recolheram R$ 852,1 milhões, quase a metade do verificado em janeiro, antes dos efeitos da pandemia.

Em maio, com a recuperação das cotações e da produção, o valor já subiu a R$ 1,36 bilhão, maior do que o verificado em fevereiro. Os valores são depositados nas contas do governo federal, estados e municípios dois meses após a produção – isto é, a arrecadação de maio chegou aos cofres agora em julho.

No ano, a receita com royalties soma R$ 12,4 bilhões, uma queda de apenas 8% em relação ao mesmo período de 2019. Há, porém, perspectiva de queda maior na arrecadação participações especiais, espécie de imposto de renda cobrado sobre campos de alta produtividade que representa metade da renda petrolífera de estados e municípios.

Em teleconferência com analistas para explicar o prejuízo de R$ 2,7 bilhões no segundo trimestre, o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Alberto Pereira de Oliveira, disse que a expectativa é de manter o crescimento no segundo semestre, com a entrada de uma nova plataforma no campo de Atapu, também no pré-sal.

Além disso, a estatal aproveitou a pandemia para antecipar paradas para manutenção de plataformas que estavam previstas para o segundo semestre.

No refino, a Petrobras está batendo 80% de uso da capacidade de suas refinarias, patamar superior ao verificado no início do ano. A área foi a mais afetada pela pandemia, que limitou a circulação de pessoas e derrubou as vendas de combustíveis.

“A recuperação da demanda de derivados tem sido constante”, disse a diretora de Refino e Gás da Petrobras, Anelise Lara. “Acreditamos que a pior fase já passou e que devemos continuar com uma demanda estável e crescente, principalmente no diesel.”

No segundo trimestre,a companhia vendeu um volume de combustíveis 14,2% inferior ao registrado no mesmo período de 2019. O impacto mais significativo, segundo Lara, foi sentido em abril, quando a maior parte dos estados brasileiros tinham medidas de isolamento social.

Naquele mês, a estatal usou apenas 59% de sua capacidade de produção de combustíveis — em janeiro, eram 81%. Em maio, o fator de utilização subiu para 74% e em junho, para 78%

Parte do ganho foi provocado por recordes na exportação de combustível marítimo, principalmente nas refinarias de Paulínia (SP) e de Suape, em Pernambuco. Com menor teor de enxofre, esse tipo de combustível produzido a partir do óleo do pré-sal passou a ter alta demanda após aumento das restrições a emissões pelo transporte marítimo.

Folha SP

A Petrobras esclarece que apresentou ao Supremo Tribunal Federal (STF) Pedido de Tutela Provisória Incidental com a finalidade de (i) suspender os efeitos da decisão proferida pelo Tribunal Superior do Trabalho (TST) nos autos da Reclamação Trabalhista nº 1000829-46.2016.5.02.0252, bem como (ii) suspender todos os processos em âmbito nacional sobre o mesmo assunto, até a decisão final de Recurso Extraordinário interposto pela companhia.

Trata-se de reclamação trabalhista na qual se discute a responsabilidade subsidiária do tomador de serviço pelos débitos trabalhistas da empresa terceirizada. A Petrobras alega que ao menos em dois precedentes do STF com força vinculante a questão teria sido apreciada a favor da tese defendida pela empresa.

O Pedido de Tutela Provisória Incidental apresentado pela Petrobras no STF foi distribuído para o Ministro Alexandre de Moraes que, em sede liminar, deferiu o pedido para suspender os efeitos do acórdão do TST proferido na Reclamação Trabalhista nº RR 1000829-46.2016.5.02.0252. Não obstante a Petrobras tenha formulado a extensão do pedido para os demais casos com discussão jurídica semelhante, o provimento judicial se limitou a suspender os efeitos da decisão proferida na reclamação trabalhista apontada.

Agência Petrobras