Autor: redacao

Em razão do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira, afetando principalmente o litoral da região Nordeste, e com o objetivo de contribuir com a capacitação e a preparação das empresas e instituições de pesquisa às situações de emergência, a ANP está estimulando a realização de projetos de PD&I correlacionados às temáticas elencadas a seguir:

Modelagem de dispersão de óleo em ambientes marítimos; Monitoramento de infraestruturas de produção, escoamento e transporte de petróleo; Metodologias de monitoramento e prevenção de perdas de contenção de hidrocarbonetos em unidades marítimas de produção de petróleo e na infraestrutura submarina; Prevenção de blowouts; Monitoramento de poços; Respostas a emergências, infraestrutura e ICS (Incident Command System);
Sensoriamento e monitoramento remoto de incidentes; Metodologias de análises de risco aplicadas à indústria do petróleo e do gás natural.

Os projetos ligados a essas temáticas serão prioritariamente analisados pela ANP. As instituições ou empresas executoras que tenham interesse podem enviar projetos, que serão analisados pela Agência na forma “fast track”.

O fomento a tais projetos é consequência da participação da ANP no Grupo de Acompanhamento e Avaliação (GAA), formado também pelo Ibama e pela Marinha. Assim, a Agência apoiar o processo de absorção de lições aprendidas, o aprimoramento da estrutura de resposta e auxiliar na avaliação dos impactos ambientais e socioeconômicos do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira.

Além da priorização da análise dos temas estratégicos listados acima, a ANP apoiará projetos aderentes às condições do seu regulamento de PD&I que sejam desenvolvidos pelos grupos de trabalho instituídos pela Coordenação Científica do GAA, compostos por mais de 100 pesquisadores e cientistas de universidades e instituto de pesquisas nacionais.

 

Fonte: ANP

A Petrobras investirá no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, cerca de 17,9 bilhões de dólares no período de 2020 a 2024, quase um quarto do montante total previsto no atual plano de negócios, afirmou o diretor executivo de Exploração e Produção da companhia, Carlos Alberto Oliveira.

O ativo já é o segundo maior produtor de petróleo e gás do Brasil, perdendo apenas para o gigante campo de Lula, também na Bacia de Santos, segundo dado de outubro da reguladora ANP.

Mas a Petrobras ainda tem muito a desenvolver no campo, onde quatro plataformas já produzem. No início do mês passado, a estatal arrematou juntamente com duas empresas chinesas o direito de explorar o excedente da cessão onerosa no bloco de Búzios, com a empresa arcando com um bônus de 61,38 bilhões de reais.

A concentração de investimentos em ativos de grande rentabilidade está em linha com a estratégia atual da companhia, de focar suas atividades na exploração e produção em campos de áreas profundas e ultraprofundas, enquanto vende ativos considerados menos essenciais.

No plano de negócios, a empresa planeja investir um total de 75,7 bilhões de dólares até 2024, sendo 64 bilhões de dólares em exploração e produção. Já no pré-sal como um todo, a Petrobras planeja investir 37,8 bilhões de dólares em exploração e produção no período, disse Oliveira.

Búzios foi citado também pelo presidente da companhia, Roberto Castello Branco, ao iniciar seu discurso na bolsa de Nova York, onde apresentou, a investidores e analistas de mercado, o novo plano de negócios para os próximos cinco anos.

“É um ativo de classe mundial… com custo de extração baixo”, disse Castello Branco, ressaltando aquisição recente de direitos para explorar mais volumes disponíveis em Búzios, no leilão do excedente da cessão onerosa.

“Ninguém conhece melhor Búzios do que nós”, completou.

Valor de Mercado
O plano de negócios da companhia contém metas importantes para reduzir custos, reduzir dívidas e aumentar o retorno aos investidores.

Como resultado dessas medidas, a empresa planeja aumentar seu valor de mercado em aproximadamente 45% até 2021, em grande parte por meio de cortes de custos e desinvestimento de ativos não essenciais, explicou a diretora-executiva de Finanças e Relacionamento com Investidores, Andrea Almeida.

 

Fonte: Agência Reuters

A Diretoria da ANP aprovou três medidas que concluem a atuação da Agência na definição da estrutura do RenovaBio. O conjunto de atribuições legais da ANP em relação ao RenovaBio foi cumprido dentro do prazo estabelecido permitindo que o Programa esteja pronto para entrar em funcionamento a partir de 24/12/19.

A primeira medida aprovada foi a resolução que estabelece os procedimentos para geração de lastro necessário para emissão primária de Créditos de Descarbonização (CBIOs), de que trata o Art. 14 da Lei nº 13.576, de 2017. O lastro é o conjunto de informações necessárias à garantia da emissão dos Créditos de Descarbonização (CBIOs).

A segunda aprovou a contratação do Serviço Federal de Processamento de Dados (Serpro) para hospedagem e produção da “Plataforma CBIO”, responsável pela geração das informações para que sejam emitidos os CBIOs mediante pagamento, pelos emissores primários (produtor e importador de biocombustíveis), do serviço de geração de lastro para emissão desses créditos, por nota fiscal eletrônica analisada, de acordo com a sua utilização do sistema.

A terceira medida é a definição do valor a ser pago pelos emissores primários ao Serpro pela hospedagem e produção da “Plataforma CBIO”, que poderão ser reduzidos em função do volume de notas fiscais processadas.

Estima-se que a adesão ao Programa RenovaBio ocorrerá de forma escalonada. Dessa forma, com o passar do tempo, espera-se aumento no número de notas fiscais processadas, o que possibilitará redução no valor unitário a ser pago. Os valores fixados referem-se ao primeiro período do programa e são estimativas sujeitas a eventuais atualizações no decorrer do ano.

 

Fonte: ANP

A maior parte na Bacia de Campos, onde serão desativas 6 plataformas e o FPSO Piranema

Dados fazem parte do novo Plano de Negócios da empresa, divulgado em Nova Iorque

A Petrobras pretende desinstalar 18 plataformas marítimas de produção de petróleo e gás nos próximos cinco anos com custo total de US$ 6 bilhões. Os dados fazem parte do Plano de Negócios da empresa, que está sendo detalhado na quarta-feira (04/12) em Nova Iorque.

O planejamento da empresa prevê o descomissionamento de sete plataformas do tipo semissubmerssível, seis plataformas fixas e cinco unidades flutuantes do tipo FPSO.

A maior parte da demanda está na Bacia de Campos, onde a empresa vai desinstalar as plataformas do campo de Marlim, onde investe na revitalização da produção e vai instalar dois novos FPSOs.

O atual planejamento prevê o descomissionamento de oito das plataformas instaladas no campo.Em outubro, A Petrobras anunciou que assinou carta de intenção com a Modec e Yinson para o afretamento dos FPSOs Marlim 1 e Marlim 2, que farão parte do projeto de revitalização do campo. As plataformas terão capacidades de processar até 80 mil bpd (FPSO Marlim 1) e 70 mil bpd (FPSO Marlim 2) de petróleo e 7 milhões de m³/dia (FPSO Marlim 1) e 4 milhões de m³/dia (FPSO Marlim 2) de gás natural.

Para o próximo ano, a Petrobras pretende descomissionar sete plataformas, sendo três na Bacia de Campos, seguidas por outras três também na Bacia de Campos, e mais o FPSO Piranema, que produz no campo homônimo, na Bacia de Sergipe, e está atualmente sendo vendido pela Petrobras.

O ano de 2021 será dedicado exclusivamente para o trabalho de descomissionamento de quatro plataformas instaladas no campo de Marlim. Assim como 2022 terá como trabalho único a parada de produção do FPSO Capixaba, que produz no Parque das Baleias, na parte capixaba da Bacia de Campos.

Oeste de Ubarana será a única plataforma prevista para ser descomissionada no offshore nordestino. O campo de água rasa na Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte, está em lâmina d’água entre 12 e 21 m, a cerca de 22 km da costa do município de Guamaré.

O último ano do novo planejamento da Petrobras vai contemplar a desinstalação de mais quatro plataformas do campo de Marlim e também da plataforma de Biquara, todos na Bacia de Campos.

 

Fonte: EP BR

A Petrobras poderá colocar à venda mais campos marítimos de petróleo em produção, como participações nos campos de Marlim e Papa-Terra, ambos na Bacia de Campos, afirmou o diretor-executivo de Exploração e Produção, Carlos Alberto Oliveira.

A afirmação foi feita durante primeira apresentação do Plano Estratégico 2020-2024 a analistas e investidores, em Nova York.

Os desinvestimentos totais previstos pela empresa variam de 20 bilhões a 30 bilhões de dólares no período do plano, sendo a maior concentração em 2020 e 2021.

Dentre os planos da empresa, estão estudos para a criação de uma empresa, com usinas térmicas, que poderá ser listada em bolsa. A petroleira também busca vender metade de sua capacidade de refino no Brasil, além de ativos de gás e em outros países.

Adicionalmente, a Petrobras também poderá se desfazer de participação na BR Distribuidora, na Braskem e ativos na Bolívia.

No caso da BR, a diretora-executiva de Finanças e Relacionamento com Investidores, Andrea Almeida, afirmou que a empresa poderia levantar de 2 bilhões a 3 bilhões de dólares com uma potencial venda de participação.

 

Fonte: Agência Reuters

O plano de negócios da Petrobras, detalhado na quarta (04/12) em Nova York, prevê a contratação de duas novas plataformas para o pré-sal – Búzios 6 e Mero 3 – e a conclusão das licitações em andamento ou já anunciadas – Parque das Baleias, Sergipe Águas Profundas e Itapu.

Ao todo, a companhia vai instalar de 12 a 13 FPSOs entre 2020 e 2024, prevê investimentos de US$ 64 bilhões em exploração e produção, sendo 28% em Búzios, que inclui o pagamento do bônus para aquisição dos excedentes. O pré-sal vai receber 59% dos novos investimentos.

O número de plataformas pode variar entre 12 e 13 porque o antigo projeto de Lula Oeste considera a instalação da plataforma própria P-71, mas pode ser alterado caso a Petrobras conclua que é mais vantajoso interligar os poços às unidades existentes. O projeto agora é chamado de Lula FR (fator de recuperação).

 

Fonte: EP BR

O conselho de administração da Ultrapar Participações aprovou na quarta-feira plano de investimentos de 1,77 bilhão de reais para 2020, de acordo com comunicado divulgado ao mercado pelo conglomerado dono da rede de postos Ipiranga, da Oxiteno, da distribuidora Ultragaz, entre outros negócios.

Para a rede Ipiranga, estão previstos 528 milhões de reais para expansão da rede de postos e da infraestrutura de abastecimento, a partir da construção de duas novas bases de operação e das concessões obtidas neste ano em Belém (PA), Cabedelo (PB) e Vitória (ES). O montante também contempla expansão das operações próprias e novas franquias das lojas am/pm e Jet Oil.

Outros 345 milhões de reais estão voltados para a manutenção e modernização de suas atividades, principalmente em renovação de contratos com revendedores, infraestrutura logística e tecnologia para apoiar as operações.

O investimento aprovado para a Oxiteno —de 228 milhões de reais no total— será direcionado substancialmente à manutenção e segurança de suas unidades produtivas, P&D e avanços nos sistemas de informação, disse a Ultrapar.

Na Ultragaz, um aporte de 314 milhões de reais será destinado à captura de novos clientes nos segmentos envasado e granel, reposição e aquisição de vasilhames para suportar o crescimento de volume, expansão e manutenção das bases de engarrafamento, e à tecnologia da informação.

A Ultracargo deverá investir 238 milhões de reais principalmente na construção do terminal em Vila do Conde (PA), além da expansão dos terminais de Itaqui (MA) e Suape (PE), e na melhoria contínua em segurança, infraestrutura e manutenção dos terminais.

Já a Extrafarma, que receberá 53 milhões de reais, planeja investir principalmente em plataforma sistêmica, expansão da rede e da infraestrutura logística, com destaque para a abertura de um novo centro de distribuição no Nordeste, e manutenção e reforma de lojas.

“A empresa está claramente escolhendo expandir os investimentos em Ipiranga, Ultragaz e Ultracargo com novos terminais”, afirmou o analista Vicente Falanga, do Bradesco BBI.

“Por outro lado, o capital a ser investido na Extrafarma diminuirá significativamente — em linha com a estratégia da empresa de desacelerar a expansão das lojas e aumentar a maturidade média das existentes; e a Oxiteno está concluindo um importante ciclo de investimentos que deverá gerar resultados em 2020 e 2021.”

Falanga acrescentou que os aportes estão em linha com suas estimativas, acrescentando que parte dos cerca de 1,7 bilhão de reais esperados para 2019 está sendo empurrada para 2020, devido à atividade econômica abaixo do esperado. “A Ultrapar provavelmente investirá apenas cerca de 1,5 bilhão este ano”.

Ele manteve recomendação “outperform” para as ações da Ultrapar, afirmando ver um forte ponto de inflexão nos lucros e na alavancagem do conglomerado.

 

Fonte: Agência Reuters

Pais deve ampliar a produção de 59 milhões para 147 milhões de metros cúbicos na próxima década

Até 2030, o Brasil deve mais que duplicar a produção líquida de gás natural, segundo projeção da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), estatal vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A estimativa prevê um salto dos atuais 59 milhões para 147 milhões de metros cúbicos (m³) ao dia.

Os dados foram apresentados na quarta-feira (04/12) durante o lançamento da publicação Perspectivas do Gás Natural no Rio de Janeiro 2019, organizado pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan). O documento traz informações e análises de interesse do mercado, em textos assinados por instituições públicas e privadas que atuam no setor e fizeram considerações no evento.

De acordo com a EPE, o principal condutor do crescimento será a produção na camada pré-sal das bacias de Campos e de Santos e na camada pós-sal da bacia de Sergipe-Alagoas. Dos 147 milhões de metros cúbicos ao dia, 71 milhões viriam da camada pré-sal.

Para atingir essa projeção, no entanto, a estatal aponta a necessidade de ampliação da infraestrutura. Isso porque a produção superará o volume suportado pelas atuais rotas de escoamento a partir dos campos do pré-sal. A malha para transporte até os potenciais pontos de demanda também precisará de investimentos.

“Vemos a necessidade de infraestrutura adicional de escoamento. Estamos falando de chegar em 2030 na área do pré-sal com 71 milhões de m³ por dia. O que equivale a quase 30 milhões a mais de necessidade de escoamento”, disse o diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, José Mauro Coelho. Segundo Coelho, as atuais rotas que estão em operação ou em construção totalizam uma capacidade de 44 milhões de m³, volume que deverá ser alcançado pela produção brasileira em 2026.

A EPE estima que, até 2030, o Brasil poderá se tornar um dos cinco maiores produtores de petróleo do mundo. Para a EPE, o crescimento significativo na produção de gás natural ocorrerá atrelado às estratégias que o país traçou para a exploração de petróleo na camada do pré-sal. A empresa lembra que, entre 2009 e 2018, a produção brasileira de gás natural cresceu em média 7,6% ao ano. Nesse período, a produção a partir da camada pré-sal saltou de 1% para 51% de toda a produção nacional.

No ano passado, o Brasil ocupou a 32ª posição no ranking dos países com as maiores reservas provadas de gás natural com 368,9 bilhões de m³. O Sudeste responde por 79% das reservas, sendo 62,5% no Rio de Janeiro. De acordo com a EPE, o estado do Rio precisa ser capaz de aproveitar esse cenário para atrair investimentos de infraestrutura em escoamento, processamento e transporte de gás natural; fomentar investimentos na geração de energia; estimular o uso de gás natural na indústria e ampliar o consumo nos setores industriais e de transportes.

Remuneração do transporte

Nas conclusões da publicação, a Firjan diz que o programa Novo Mercado de Gás, lançado em julho pelo governo federal com o objetivo de promover uma abertura do setor, não transformará a realidade de imediato e demandará um processo contínuo de diálogo. Um dos desafios apontados pela entidade é repensar o modelo de remuneração do transporte, que impacta no custo do metro cúbico do gás natural.

Dados incluídos no documento mostram que, entre 2016 e junho de 2019, o produto brasileiro foi 40% mais caro que o importado da Bolívia e que os preços na Alemanha, no Reino Unido e nos Estados Unidos são ainda mais baixos. Segundo a Firjan, hoje a oferta nacional de gás natural no país representa 70% do total. O restante da oferta é importado.

A publicação traz ainda detalhes da agenda regulatória proposta pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) para garantir maior previsibilidade ao mercado. A autarquia vinculada ao Ministério de Minas e Energia planeja, já para o ano que vem, publicar norma que estabelece os critérios de autonomia e independência dos transportadores de gás natural. Além disso, quer regulamentar a interconexão entre os gasodutos e rever regras relacionadas às tarifas de transporte.

A agenda cita medidas previstas para 2021, 2022 e 2023, entre as quais estão a criação ou revisão de regras sobre repasse de receita entre os transportadores, registro de contratos de compra e venda de gás natural, capacidade de transporte dos gasodutos e o acesso aos terminais de gás natural liquefeito (GNL).

Fonte: EP BR

A petroleira estatal saudita Saudi Aramco precificou sua oferta inicial de ações (IPO, na sigla em inglês) no topo da faixa indicativa de preços, disseram três fontes à Reuters, o que fará da operação a maior listagem do mundo, com 25,6 bilhões de dólares.

O valor supera os 25 bilhões de dólares da oferta da chinesa Ali Baba, em 2014.

As ações da Saudi Aramco foram precificadas a 32 riyals (8,53 dólares) cada, contra uma faixa indicativa de 30 a 32 riyals, de acordo com as fontes.

A Arábia Saudita apostou em seu mercado doméstico e em investidores da região para vender uma fatia de 1,5% da companhia, após um apetite morno no exterior, mesmo depois de uma redução na avaliação da empresa para 1,7 trilhão de dólares.

A Aramco recusou-se a comentar sobre a precificação da oferta.

Fonte: Agência Reuters

A diretoria da Petrobras promoveu na quarta-feira, 4/12, encontro com investidores para detalhamento do Plano Estratégico 2020-2024. O “Petrobras Day” ocorreu na Bolsa de Valores de Nova York.

Clique aqui para acessar a apresentação feita na Bolsa.

 

Fonte: Agência Petrobras