Clipping Petróleo & Gás - 23/03/2018
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Venda na Roxtec Latin America
Clipping Petróleo&Gás – 23/03/2018
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Notícias Nacionais – Local News
Petróleo e gás vão movimentar R$ 1,2 tri até 2030
As áreas de petróleo, gás natural e biocombustíveis já têm investimentos garantidos em torno de R$ 800 bilhões até o fim da próxima década com projetos anunciados ou contratados pelo governo desde maio de 2016, o secretário Márcio Félix Bezerra, responsável por esses três segmentos no Ministério de Minas e Energia. Em tom de balanço, às vésperas de uma mudança na equipe que será deflagrada pela saída já anunciada do ministro Fernando Coelho Filho, ele estima que esse volume poderá chegar à cifra de R$ 1,28 trilhão com novos projetos que vão ter um encaminhamento ainda neste ano.
Félix aponta o "megaleilão" de petróleo e a expectativa de anúncio de uma nova refinaria privada como destaques no período restante de governo. Ele reitera a previsão de fazer, no segundo semestre, o leilão de excedentes do contrato de seis blocos no pré-sal cedidos à Petrobras no processo de capitalização da empresa feito em 2010. Para o secretário de petróleo e gás, o interesse das multinacionais do setor nos excedentes da cessão onerosa é praticamente garantido. "É uma área com baixíssimo risco, grandes volumes, altíssima produtividade."
De acordo com suas estimativas, se o megaleilão permitir a exploração de mais cinco bilhões de barris de petróleo, o investimento em novos sistemas de produção poderia alcançar R$ 150 bilhões em menos de dez anos.
Cada sistema - que engloba a construção de poços submarinos, unidades de escoamento e plataformas marítimas - para 500 milhões de barris movimenta aproximadamente R$ 15 bilhões. Félix acredita que, com o leilão do excedente, a participação da indústria de petróleo e gás no PIB poderia ultrapassar 20%.
Outro investimento relevante está ligado à forte expectativa do ministério de um anúncio de nova refinaria privada no fim deste ano. O Maranhão e o Ceará travam uma "disputa olímpica" pelo projeto, que teria orçamento de pelo menos R$ 15 bilhões e poderia processar de 200 mil a 250 mil barris por dia de petróleo, conforme suas projeções. Félix informou que há conversas em andamento - lideradas pelos governos estaduais e com participação do ministério - com chineses, coreanos, indianos e iranianos.
Hoje, em reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), um conjunto de medidas de estímulo à atração de investimentos em refino deve ser aprovado. Não são medidas "revolucionárias", segundo Félix, que descarta incentivos tributários. Um exemplo do que está para sair mostra como algumas questões são simples: a permissão para funcionamento de uma refinaria na mesma área de uma zona de processamento de exportação (ZPE). Foi uma solicitação feita pelo governo do Ceará.
Para o secretário, uma aposta de investidores estrangeiros em refino no Brasil não é trivial. "É preciso ter muita coragem para entrar em um mercado onde o ator dominante [a Petrobras ] detém 99% do mercado", afirma.
Por outro lado, segundo ele, o crescimento da produção no pré-sal faz com que o Brasil exporte cerca de 1 milhão de barris por dia em óleo bruto e continue importando derivados. "São raros são os países com equilíbrio entre oferta e demanda", ressalta Félix. Só o custo logístico de exportar petróleo cru e trazer gasolina fica em US$ 7 por barril, diz.
Além disso, outras prioridades do ministério ainda em 2018 são a definição das metas do RenovaBio e o novo marco regulatório do gás natural. O governo vê a possibilidade de triplicar a produção de gás nos próximos dez anos, mas acredita que uma nova legislação é fundamental. Um texto já foi enviado pelo Palácio do Planalto à Câmara dos Deputados como substitutivo de um projeto de lei que tramitava para reformar o setor. A expectativa do secretário é fazer, até o fim deste mês, um mapeamento das convergências e divergências com o texto original. Assim, seria possível buscar a votação do projeto na Câmara ainda em abril.
"É um projeto fundamental para atrair investidores", conclui o secretário. "Queremos aumentar a chance de aprovação nessa pequena janela parlamentar que temos pela frente", acrescenta, lembrando o período eleitoral.
Fonte: Valor
Governo permite flexibilizar regras de produtos e serviços nacionais de petróleo
O governo autorizou, nesta quarta-feira, a Agência Nacional de Petróleo (ANP) a flexibilizar os percentuais mínimos de bens e serviços nacionais para contratos de exploração e produção de petróleo anteriores a 2017. Com o aval do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o órgão regulador poderá editar uma resolução que reduz os valores mínimos de conteúdo local exigidos para contratos assinados até a 13ª rodada de leilão de petróleo, feita em 2015.
Os novos percentuais mínimos serão de 25% para construção de poços, de 40% para os sistema de coleta e escoamento e de 40% para as plataformas de petróleo. Esses valores já foram utilizados para as rodadas de leilões realizadas em 2017, mas ainda era preciso fazer uma norma para que eles pudessem ser aplicados nos contratos antigos, que tinham exigências maiores de conteúdo local.
O documento terá influência em cerca de 200 pedidos feitos pela indústria em relação a contratos antigos, conhecido no jargão da mercado por waiver.
A reunião do CNPE desta quarta-feira também definiu estímulos para ampliar a área de refino de petróleo no Brasil. A intenção é atrair investidores, principalmente estrangeiros, para construir novas refinarias. A preocupação de integrantes do governo veio depois de o país ter aumentado a produção de petróleo por conta do pré-sal.
O governo definiu dez medidas de indução de investimentos em setores de refino de petróleo e de petroquímica que não incluem isenções de impostos, mas falam em “promover a racionalidade e a simplificação tributária para o setor de refino e de petroquímica”. A lista inclui ainda medidas para promover um ambiente de mercado competitivo e condições adequadas ao ingresso de novos agentes no setor, evitando práticas anticoncorrenciais.
Fonte: O Globo
Produção da Petrobras na Bacia de Campos em fevereiro cai ao menor nível em mais de 15 anos
A produção de petróleo da Petrobras na Bacia de Campos caiu 2,5 por cento em fevereiro na comparação com janeiro, para 1,112 milhão de barris por dia (bpd), o menor nível desde dezembro de 2002, mostraram dados divulgados pela petroleira ao mercado.
A Bacia de Campos, que abrange áreas no Rio de Janeiro e no Espírito Santo, vem apresentando declínio constante devido à grande quantidade de ativos já maduros, mesmo com a presença na região de áreas em operação do pré-sal.
A região, principal dentre as já exploradas na costa brasileira para a produção de petróleo, teve os primeiros campos com volume comercial descobertos em 1974. Ali também foi descoberto o primeiro campo gigante em águas profundas do país, o de Albacora, em 1984.
A Petrobras disse na noite de terça-feira, em comunicado, que sua produção de petróleo no Brasil caiu 1 por cento ante o mês anterior, na segunda queda mensal consecutiva, para 2,08 milhões bpd. Em janeiro, a produção foi 2,104 milhão de bpd.
A empresa afirmou, sem apresentar detalhes, que a queda foi impulsionada por ocorrências operacionais nas plataformas P-18 e P-20, que operam no campo de Marlim, na Bacia de Campos, e no FPSO Cidade de Angra dos Reis, localizado no campo de Lula, o maior produtor do país, no pré-sal da Bacia de Santos.
Mas o Goldman Sachs, em relatório a clientes, ressaltou o papel do declínio natural da Bacia de Campos no resultado da produção.
"Nós temos uma avaliação negativa dos números da produção de fevereiro da Petrobras, já que a queda de 20,1 mil bpd ante o mês anterior na produção reflete principalmente os altos níveis de esgotamento na Bacia de Campos", disse o relatório.
Apesar do recuo na produtividade de campos maduros na Bacia de Campos, o Goldman projeta um aumento da produção de petróleo da Petrobras no Brasil em 2018 de 2,6 por cento ante 2017, para 2,231 milhões de bpd, refletindo a entrada de novas plataformas em operação.
Fonte: Extra
CNPE aprova diretrizes para permitir redução de conteúdo local em contratos antigos
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), do Ministério de Minas e Energia, aprovou nesta quarta-feira resolução que estabelece diretrizes para permitir que petroleiras adotem em contratos antigos novas regras de conteúdo local, consideradas mais simples e flexíveis pelo mercado.As diretrizes, segundo informou o CNPE em nota, determinam que cabe à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) adotar exigências de conteúdo local distintas daquelas vigentes em determinadas rodadas de áreas já realizadas, exclusivamente no âmbito da nova regulamentação.
A medida é válida para contratos de concessão assinados até a 13ª Rodada de licitações da ANP e para contratos de partilha das 1ª e 2ª rodadas, além da Cessão Onerosa, de acordo com o CNPE.
Com isso, a ANP está liberada para publicar nova resolução que regulamentará os pedidos de isenção de conteúdo local ("waiver", no jargão do setor), os ajustes de percentual e as transferências de excedente de conteúdo local, temas que estão pendentes há mais de uma década.
A resolução chegou a ser planejada pela ANP para dezembro de 2017, mas precisou ser adiada, depois que a agência reguladora precisou pedir ao governo autorização para alterar determinados percentuais de conteúdo local previstos anteriormente.
O CNPE também aprovou em reunião extraordinária nesta quarta-feira resolução sobre conteúdo local na oferta permanente de áreas exploratórias de petróleo e gás e divulgou dez medidas de indução a investimento em setores de refino de petróleo e de petroquímica no Brasil.
Fonte: Extra
Petrobras amplia aportes para ações socioambientais
A Petrobras planeja ampliar os investimentos em medidas socioambientais nos próximos anos, saindo do valor de R$ 60 milhões registrado em 2017 para R$ 250 milhões até o fim de 2020. Segundo a gerente executiva de responsabilidade social da companhia, Beatriz Espinosa, o aumento dos investimentos para a área socioambiental reflete o processo de reestruturação da empresa."Da mesma forma que publicamos com otimismo nossos resultados na semana passada, em um processo de retomada [da empresa], também estamos retomando a presença nos investimentos socioambientais", afirmou Beatriz.
Nessa linha, a companhia lançou ontem chamada pública para seleção de projetos para o Programa Petrobras Socioambiental. Será a primeira chamada para esta iniciativa desde 2014.
A ideia é escolher projetos desenvolvidos por entidades privadas sem fins lucrativos nas áreas social e ambiental para receber apoio financeiro da estatal. O orçamento total é de até R$ 180 milhões, que serão desembolsados ao longo de dois anos, provavelmente a partir de 2019. A Petrobras estima selecionar entre 80 e 110 projetos, com valores entre R$ 500 mil e R$ 6 milhões.
Os projetos inscritos no programa deverão contemplar uma das seis linhas de atuação: biodiversidade; florestas e clima; água; educação; direitos da criança e do adolescente; e esporte.
O processo será conduzido por comitê da Petrobras e entidades dos setores público e acadêmico, entre outros. Os candidatos serão classificados pelo índice de transformação social de cada iniciativa, contemplando temas transversais que incluem respeito aos direitos humanos e combate à discriminação; promoção da ética, integridade e transparência; disseminação dos objetivos de desenvolvimento sustentável; desenvolvimento e difusão da ciência e tecnologia; e promoção de medidas ecoeficientes.
O processo também incluirá novos critérios de conformidades. "Para concluir o processo de seleção, seguido de contratação, elas [candidatas] passam pela mesma análise de grau de risco de integridade que nós pedimos dos nossos fornecedores", explicou a gerente executiva.
As inscrições de projetos ficarão abertas até 4 de maio. A expectativa da empresa é concluir a seleção no fim deste ano.
A chamada pública faz parte do conjunto de ações da Petrobras apresentadas no Fórum Mundial da Água, que ocorre esta semana, em Brasília. Na área operacional, em 2017, a Petrobras reutilizou 25,4 bilhões de litros de água, o correspondente a 12,5% da demanda total de água doce das instalações da estatal. O volume, equivalente ao suficiente para abastecer por um ano uma cidade de 615 mil habitantes, proporcionou uma economia estimada de R$ 24 milhões à companhia.
Fonte: Valor
Shell e Statoil avaliam ampliar negócios no Brasil
As únicas duas petroleiras estrangeiras a entrarem como operadoras do pré-sal, nos leilões de partilha do ano passado, Shell e Statoil já preparam suas primeiras perfurações nos blocos recém adquiridos e mantêm o interesse em voltar a investir em novos ativos no Brasil. No radar estão oportunidades de negócios não só na área de exploração e produção, como também no mercado de gás natural.Em dezembro, a Shell fechou um acordo para fornecer gás natural do pré-sal para a termelétrica Vale Azul II (466 megawatts), que teve a produção negociada no leilão de energia nova A-6 e será construída em Macaé (RJ).
"Sobre novos projetos na área de gás, nós temos interesse. O gás natural é estratégico para o grupo, até como uma fonte de energia no próprio processo de transição [para uma economia de baixo carbono]", disse o presidente da Shell no Brasil, André Araujo, a jornalistas, após participar do evento UK Energy, do Consulado Britânico no Rio.
Além da geração a gás, a Shell avalia outras alternativas de monetização, como a venda do insumo para as distribuidoras. "A gente conversa com a distribuidoras de gás", afirmou.
Araujo disse que uma equipe da companhia também "trabalha forte" olhando as oportunidades dos próximos leilões de blocos exploratórios. Segundo ele, a empresa ainda tem "bastante apetite" pelo Brasil, mesmo depois de ter desembolsado US$ 100 milhões nas rodadas do pré-sal de 2017.
"Mas tem muitos projetos no mundo todo. [o leilão do México deste ano] Mostra que vários países estão buscando investimentos. Uma coisa que temos muito forte no grupo é disciplina de capital. Tendo projetos competitivos, vamos continuar investindo [no Brasil]", ressalvou o executivo, em referência à aquisição, pela companhia, de nove dos 19 lotes oferecidos em águas profundas no Golfo do México, em janeiro.
A Shell foi uma das participantes mais agressivas das rodadas do pré-sal de outubro no Brasil. A companhia, que já operava a área de Gato do Mato, fez oferta por todas as seis áreas negociadas nas licitações e levou três, duas delas como operadora: 80% de Sul de Gato do Mato e 55% de Alto de Cabo Frio Oeste. Também entrou como sócia da Petrobras, com 30%, em Entorno de Sapinhoá. A expectativa da empresa é começar a perfurar na área de Sul de Gato do Mato no início do ano que vem.
A Statoil, que investiu US$ 3,66 bilhões em aquisições no país, desde o ano passado, também mantém o interesse pelo mercado brasileiro. O vice-presidente de supply chain da norueguesa, Mauro Andrade, disse que, com as recentes aquisições de Carcará e Roncador, a empresa possui projetos para "três a quatro décadas no Brasil", mas que a petroleira continua olhando novas oportunidades de crescimento no país, incluído também o mercado de gás. A Statoil opera a área de Pão de Açúcar, na Bacia de Campos, uma das descobertas de gás mais promissoras do pré-sal.
"Temos um belo portfólio no país, mas continuamos olhando oportunidades no Brasil", disse o executivo, após participar de evento do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), na segunda-feira.
A Statoil foi a petroleira estrangeira que mais investiu em aquisições no país nos últimos anos. Desde o ano passado, anunciou um acordo de US$ 2,9 bilhões com a Petrobras para compra de 25% no campo de Roncador, na Bacia de Campos, numa operação que deve praticamente triplicar a produção da norueguesa no Brasil, para 110 mil barris diários de óleo equivalente (BOE/dia); investiu US$ 25 milhões na aquisição de 40% do projeto de geração solar de Apodi (162 megawatts), no Ceará, que marca a entrada da empresa no segmento, no Brasil; e outros US$ 743 milhões para reforçar presença no projeto de Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos.
"Vemos o Brasil como uma área muito importante para a Statoil. Fora da Noruega, é a mais importante, ao lado dos Estados Unidos", afirmou.
Para 2018, o foco da norueguesa está na conclusão das aquisições dos equipamentos e serviços do projeto Peregrino II, no pós-sal da Bacia de Campos. A Statoil tem planos de começar a operar a segunda fase de desenvolvimento da produção do campo em 2020.
A companhia também pretende avançar este ano com a exploração da área de Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos. A Statoil está neste momento conduzindo um teste num dos poços já perfurados na concessão BM-S-8. A petroleira também pretende perfurar este ano o prospecto de Guanxuma (também no BM-S-8) e mais um poço em Carcará Norte - área adjacente a Carcará, arrematada na 2ª Rodada de partilha, em outubro.
A Statoil prevê começar a produzir em Carcará entre 2023 e 2024. Andrade disse que a expectativa é avançar com as definições sobre as contratações dos equipamentos do projeto a partir do próximo ano.
Fonte: Valor
Petróleo opera perto da estabilidade, mas com viés de queda, após fortes ganhosEstadão Conteúdo
22.03.18 - 08h50
Os contratos futuros de petróleo operam perto da estabilidade, mas com viés de queda, nesta quinta-feira, depois de duas sessões de fortes ganhos nesta semana.
Às 8h49, o barril do tipo Brent com vencimento em maio, negociado na Intercontinental Exchange (ICE) caía 0,22%, a US$ 69,32. Já o petróleo WTI, negociado na New York Mercantile Exchange (Nymex) recuava 0,17%, a US$ 65,06.
Depois de receber forte impulso ontem, quando os estoques de petróleo do Departamento de Energia (DoE) dos Estados Unidos contrariam as expectativas e caíram consideravelmente, o petróleo passa hoje por leve realização de lucros.
Os estoques caíram 2,6 milhões de barris na semana encerrada em 16 de março, segundo o Doe. A expectativa era de que eles tivessem subido 2,4 milhões.
“Os dados publicados ontem foram muito bullish”, disse Giovanni Staunovo, analista do UBS Wealth Management. “Talvez tenha sido apenas uma disparada e há um pouco de realização de lucro”.
“Tensões geopolíticas também estão engrossando a tendência de alta, com rumores de que os EUA estão perto de colocar sanções sobre a indústria de petróleo da Venezuela”, segundo a consultoria JBC Energy, acrescentando que também não há clareza sobre o que pode acontecer com o acordo nuclear do Irã. Fonte: Dow Jones Newswires.
Petrobras espera 2018 ‘bastante melhor’ após fim de questões não recorrentes
22.03.18 - 12h49
A Petrobras espera que 2018 seja “bastante melhor” do que 2017, afirmou a gerente executiva de Relacionamento com Investidores, Isabela Rocha. Em reunião com analistas e investidores, ela considerou que o último ano foi marcado por impactos extraordinários nos resultados, mas que a companhia eliminou as questões não recorrentes.
Isabela Rocha mencionou o impacto nos resultados gerado pelo acordo firmado com investidores nos Estados Unidos (Class action) e citou também a adesão da companhia ao programa de regularização tributária.
A executiva destacou que essa expectativa de um resultado melhor, sem impactos extraordinários, motivou o Conselho de Administração a pedir estudos que – se aprovados – deverão levar a uma mudança na política de dividendos, para que possa haver pagamento trimestral.
Desinvestimento
Decisões da Petrobras sobre desinvestimento de ativos não sofrem interferência do governo brasileiro, declarou Isabela Rocha. A executiva foi questionada sobre se seria necessária uma nova regulamentação para que a empresa possa colocar em curso seus planos de parceria na área de refino. Rocha afirmou que essa não é uma necessidade.
Ela havia informado pouco antes que a empresa tem estudado modelos de negócios para parcerias em refino, entre elas a possibilidade de venda de participação ou de um conjunto de refinarias.
Segundo Rocha, o desafio é que investidores tenham confiança de que não haverá controle de preços por parte do governo. Ela avaliou que a Agência Nacional de Petróleo (ANP) tem atuado em road shows buscando esclarecer dúvidas desses potenciais investidores.
A intenção da Petrobras com estudos encomendados pelo Conselho de Administração da companhia é a distribuição de dividendos possa ser baseada nos resultados trimestrais, segundo afirmou a gerente executiva de Relacionamento com Investidores da companhia.
De acordo com ela, a intenção dos estudos também não é alterar regras existentes relacionadas a preferência dos acionistas detentores de ações preferenciais.
Cessão onerosa
A negociação a respeito da cessão onerosa está “evoluindo bem” na visão da gerente executiva de Relacionamento com Investidores da Petrobras. Em reunião com analistas e investidores, ela afirmou que as conversas foram prorrogadas por mais 60 dias e que “certamente vai haver uma decisão nesse período”.
As negociações deveriam ser encerradas este mês, mas, sem um acordo, o governo decidiu prorrogar as conversas até maio deste ano. Rocha reiterou que a Petrobras “não concordará com decisão na qual a empresa não seja considerada credora”. “É uma negociação, temos que chegar a um acordo, mas está evoluindo bem”, afirmou.
Parceria
A gerente executiva de Relacionamento com Investidores da Petrobras afirmou que a companhia “está muito perto” de iniciar um processo de parceria para a área de refino. Em reunião com analistas e investidores, ela afirmou que a empresa já definiu um modelo, embora ele ainda não possa ser divulgado.
Foram estudados diferentes modelos, entre eles a possibilidade de venda de uma participação minoritária, de participação majoritária ou mesmo a venda de um conjunto de refinarias. “Estamos muito perto de iniciar essa oportunidade para o mercado”, afirmou.
Segundo ela, as discussões na companhia para definir um modelo de negócios levaram em consideração a preocupação de potenciais investidores com o risco de um novo controle de preços por parte do governo brasileiro. “O desafio é chegar a um modelo que permita ao mesmo tempo à Petrobras ter parceiros e dar confiança a esse novo player que estivesse entrando, que ele poderá ter liberdade e acesso ao mercado sem interferência do governo”, disse.
Brasil e Holanda
A Petrobras acredita ter “grande chance de sucesso” nas ações movidas contra ela por investidores no Brasil e na Holanda, segundo Isabela Rocha. Ela destacou que a perspectiva nesses casos é diferente do que ocorreu nos Estados Unidos, onde a companhia entrou em acordo para encerrar uma ação movida por investidores.
A gerente executiva afirmou que a companhia mantém sua posição de que foi vítima nos casos de corrupção envolvendo ex-diretores da empresa. Para ela, o acordo nos Estados Unidos não é um reconhecimento de responsabilidade da empresa e sim a busca para eliminar um risco de perda que era considerado mais alto do que nas ações em outros países.
“Fizemos um acordo para eliminar risco, mas não nos consideramos como culpados pelo que aconteceu”, declarou Isabela Rocha. “Entendemos que no mercado brasileiro e na Holanda, isso (acordo) não acontecerá, tem grande chance de sucesso nesses mercados”, concluiu.
Odebrecht
A gerente executiva de Relacionamento com Investidores da Petrobras afirmou também que a empresa tem negociações em curso com a Odebrecht a respeito da intenção da petroleira de desinvestir de sua participação na Braskem.
Em reunião com analistas e investidores, ela afirmou que não há novidades ainda sobre o andamento das conversas a respeito do acordo de acionistas com a Odebrecht. Ela disse ainda que a Petrobras não sabe se há interesse da Odebrecht em também se desfazer de sua fatia na companhia petroquímica.
Petrobras recebe parcela de US$ 300 milhões em venda para Statoil
Gustavo Kahil - 21/03/2018 - 22:17
A Petrobras (PETR3; PETR4) recebeu a segunda parcela, no valor de US$ 300 milhões, referente à operação de cessão de sua participação no bloco exploratório BM-S-8 para a Statoil Brasil, concluída em 22 de novembro de 2016.
O recebimento, explica a estatal, estava condicionado à assinatura do contrato de partilha do bloco Norte de Carcará, outorgado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em janeiro de 2018.
A Petrobras já havia recebido a primeira parcela paga pela Statoil, no valor de US$ 1,25 bilhão. O restante do valor total, que complementará o recebimento do preço base de US$ 2,5 bilhões, será pago através de uma última parcela contingente relacionada à celebração do Acordo de Individualização da Produção (unitização).
Prumo registra prejuízo de quase R$ 1 bilhão
Por
Março 22, 2018
A Prumo Logística registrou um prejuízo líquido de R$ 989 milhões em 2017 após ter registrado resultado negativo também em 2016, de R$ 237 milhões. Segundo a companhia, o desempenho no ano é reflexo das provisões para redução ao valor recuperável de ativo (“impairment”), no valor de R$ 139,3 milhões, além de provisão para perda de depósitos restituíveis, de R$ 66,9 milhões.
As provisões de “impairment” estão relacionadas ao empréstimo concedido à OSX (R$ 10,9 milhões), ante a incerteza do sucesso do plano de recuperação desta empresa; e às quedas nos preços de commodities que causaram retração nas atividades de clientes do porto de Açu (R$ 128,354 milhões).
Já a provisão para depósitos, de R$ 66,9 milhões, é referente a operações de aquisições durante o ano, que, devido aos atrasos em processos de documentação e regularização, foram considerados casos de recebimento remoto.
Entre setembro e dezembro de 2017, a receita da Prumo subiu 62,1%, passando de R$ 143,5 milhões para R$ 232,7 milhões, refletindo, principalmente o aumento no faturamento dos serviços portuários, que passou de R$ 37,6 milhões para R$ 111,2 milhões.
Empréstimo
A empresa informou ter celebrado nesta quarta contrato de empréstimo de US$ 50 milhões com um veículo de investimento administrado indiretamente pela EIG Global Energy Partners, que é controladora da Prumo.
Os recursos serão destinados ao desenvolvimento dos projetos das subsidiárias da Prumo no Porto do Açu, no Rio de Janeiro.
Fonte: Paula Selmi / Valor
Por Redação
Nova regra do Conteúdo Local libera R$ 418 bilhões em investimentos
Por
Março 22, 2018
Em entrevista ao Jornal O Globo, Décio Oddone, Diretor-Geral da ANP, declarou que a flexibilização das regras de Conteúdo Local vai permitir a realização de diversos projetos, viabiliazando investimentos de até R$ 418 bilhões até 2022.
São 22 plantas de produção de petróleo e gás a serem lançadas até 2022, com investimentos de cerca de R$ 19 bilhões cada.
De acordo com as novas regras do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética), os novos percentuais mínimos para serviços e equipamentos fabricados aqui no Brasil, liberando um waiver que retroage ao período de 2005 à 2015, ou seja, da 7ª à 13ª Rodada de Licitações, ficaram com a seguinte configuração:
– Construção: 25%
– Exploração/ Produção: 40%
– Plataformas de petróleo: 40%
Segundo a E&P Brasil, a ANP fiscalizou apenas a parte exploratória dos contratos de concessão que estão em vigor e a partir da 7a rodada, com a mudança na legislação vigente na época, o número de multas cresceu consideravelmente. Ainda falta a parte de produção, quando será fiscalizada a construção de plataformas e a perfuração de poços de produção de petróleo e gás. Em Libra, por exemplo, os índices de conteúdo local para perfuração não serão atingidos já que as sondas da Sete Brasil não saíram do papel.
Com o andamento dos projetos surge a esperança de trabalhadores e empresários por bons ventos na Indústria petrolífera, trazendo bons negócios, emprego, desenvolvimento e reaquecendo a atividsde, da qual nossa Economia tanto depende.
*com informações de E&P Brasil e O Globo
Por Rodrigo Cintra
Notícias Internacionais – International News
Statoil Bets On Brazil’s Carcará Field
Monday, March 19, 2018 - 5:00am
Editor's note: On March 15, Statoil announced it will be rebranding its name to Equinor.
For the Norwegian state-owned oil company Statoil, Brazil is an important strategic component of its portfolio worldwide. In fact, according to the major, the South American country’s oil and gas activities represent its most valuable business outside Norway and the company’s interests to expand its presence may increase over the next years.
Currently, the Norwegian major, which is the third largest operator in Brazil, carries out E&P activities in 10 offshore fields throughout the country. The Peregrino Field (BM-C-7), located in the Campos Basin, is the most prolific Statoil field outside Norway. The oil field produces about 80,000 barrels of oil per day (bbl/d), and it is estimated to hold between 300 MMbbl and 600 MMbbl of oil.
Recently, Statoil decided to make another big move, buying 25% interest in Roncador Field (BM-C-33), located in the Campos Basin, from the Brazilian state-owned oil company Petrobras. With the transaction, Statoil expects to triple its oil production in the country.
According to Statoil, Roncador can present attractive break-evens and potential for additional value creation for both parties through the application of Statoil’s expertise in improved oil recovery. The negotiation comprises an initial payment of US$2.35 billion, plus additional contingent payments of up to US$550 million.
Statoil’s biggest bet in Brazil is the giant Carcará Block (BM-S-8), which is divided between Carcará post-salt field, acquired through a transaction with Petrobras in 2016, and Carcará Norte, acquired in the latest Brazil’s presalt auction with ExxonMobil (40%) and Petrogal (20%), in 2017.
According to Statoil's latest Capital Markets Update report, it is believed that the entire structure (Carcará and Carcará North together) contains about 2 billion recoverable barrels of high quality oil with a carbon footprint that is below our corporate targets for 2030.
The amount of oil expected makes the company's Brazilian asset comparable to Johan Sverdrup Field in the North Sea on the Norwegian Continental Shelf, Jez Averty, Statoil’s exploration head for Britain and Norway, said in a recent interview with Reuters.
“We believe that this [Carcará Field] could be a very high-value asset. This has potential to be our [Johan] Sverdrup outside of Norway,” he said. It is estimated that the Norwegian oil field holds between 2 Bboe to 3 Bboe. According to Statoil, the Johan Sverdrup Field is expected to be one of the most important projects in Norway in the next 50 years.
In late February, the Statoil board announced that the first Carcará presalt oil will start production between the end of 2023 and the beginning of 2024. The Norwegian major also is working to contract services and equipment for the development. Three exploratory wells have already been drilled at the Carcará Field.
The company’s plan is to install an FPSO in the area, with a capacity greater than 100,000 bbl/d of oil. The exact size of the unit and the number of wells in the system have not been defined.
Some geological studies point out that once the FPSO installed in the field enters operation it might produce between 120,000 bbl/d and 180,000 bbl/d of oil.
The Carcará Block is near the Lula presalt field (BM-S-11), the largest oil-producing area in Brazil, which is expected to have between 5 Bbbl and 8 Bbbl of recoverable oil. Also, its estimates of a large amount of natural gas call attention for huge investments in the area. In 2017, the Lula field produced about 33.1 million cubic meters per day of natural gas.
“The presalt fields in the Santos Basin have already proved their high potential for natural gas discoveries and Statoil is aware of that. The company will demand investments not only in the E&P activities but also in logistics segment in order to offload natural gas output in Carcará area,” Federal University of Rio de Janeiro's Edmar Almeida said.
According to Statoil, those investments have already begun. The company revealed that it established a midstream and gas team in Brazil in 2017, as some of the projects contain large amounts of gas such as Carcará (associated gas).
Statoil also said that this group will use the company’s experience and knowledge of being a large gas producer in Europe.
“We have a mix of experts from Norway and local specialists exploring all the options related to the monetization of our gas, as well as establishing relationship with potential buyers and potential providers of pipelines,” Statoil said in a statement.
API: New studies project offshore energy development to bolster U.S. economy
3/12/2018
WASHINGTON -- Opening the U.S. Outer Continental Shelf (OCS) to offshore oil and natural gas development would be an economic catalyst—promoting U.S. jobs, investments, and increased tax revenue—for states across the country, according to new economic studies.
“The oil and natural gas industry is a major contributor to the American economy and helps meet America’s constantly increasing energy needs. We support more than 10.3 million U.S. jobs and contribute $1.3 trillion to the U.S. economy - benefits that are felt across the country,” said API Director of Upstream and Industry Operations Erik Milito.
“With more than 94% of the total acreage in federal offshore waters currently inaccessible, opening the Outer Continental Shelf (OCS) to safe and responsible offshore energy development could further advance our energy renaissance—including more higher-paying jobs, investments in local communities, additional state revenue for public education and infrastructure, and long-term energy self-sufficiency,” said Milito.
According to the four regional studies by Calash and Northern Economics which analyze the potential economic impact of oil and natural gas development in the OCS by region, the U.S. could see significant economic gains, including:
Atlantic OCS
- Projected $260 billion total cumulative spending over the twenty-year period
- $22 billion spent per year by the oil and natural gas industry twenty years after initial lease sales
- Nearly 265,000 jobs supported across the nation within twenty years
Pacific OCS
- Projected $160 billion total cumulative spending over the twenty-year period
- $25 billion spent per year by the oil and natural gas industry twenty years after initial lease sales
- Over 300,000 jobs supported across the nation within twenty years
Eastern Gulf OCS
- Projected $118 billion total cumulative spending over the twenty-year period
- $14 billion spent per year by the oil and natural gas industry twenty years after initial lease sales
- Nearly 165,000 jobs supported across the nation within twenty years
Alaska OCS
- Projected $53.4 billion total cumulative spending over the twenty-year period
- An estimated nearly $2 billion spent on average per year by the oil and natural gas industry
- Support up to about 13,500 jobs per year across the nation over the twenty-year period.
Aging oil fields defy gravity to pump more crude
By JAVIER BLAS on 3/9/2018
HOUSTON (Bloomberg) -- Bob Dudley, in his 38 years in the oil industry, has never seen anything like what happened with BP Plc’s old fields last year: They gushed more crude.
“I cannot remember ever in my career having seen a negative decline rate,” the British oil-giant’s chief executive officer said in an interview on the sidelines of the CERAWeek by IHS Markit energy conference in Houston.
The fact that Dudley isn’t alone in seeing mature fields dwindling less than expected -- and in BP’s case surprisingly increasing -- means the Organization of Petroleum Exporting Countries has one more thing to worry about. As if the shale boom wasn’t enough of a headache.
Better results from legacy fields, also observed by producers like Royal Dutch Shell Plc and countries like Norway, further complicate efforts by petro-states like Saudi Arabia to push prices higher by curbing supplies.
Across the industry, the results weren’t as spectacular as BP’s, but still impressive, executives and officials at CERAWeek said. According to the International Energy Agency, production from mature oil fields dropped last year by about 5.7%, the least in data going back one decade.
That comes as a huge surprise because the oil industry cut spending dramatically during the three-year downturn it’s just started to emerge from, and managing deepwater fields to arrest their demise can be a multibillion-dollar affair. So, OPEC was hoping thriftier times would lead to faster declines from mature wells that still account for more than half of the world’s output.
But the need to stretch each dollar spent is exactly why Big Oil is getting more from those fields, according to Wael Sawan, executive vice-president for deep water at Shell. The lower decline rates are part of the response to low oil prices.
“Companies are focusing on the basics,” Sawan said in an interview in Houston. “So there was a massive re-focus on existing wells. It’s the cheapest and most profitable barrel that companies can access.”
The Paris-based IEA highlighted two regions for their “remarkable” improvement: The North Sea and Russia. In Norway, decline rates slowed to 9.3% last year, compared with 18% in the early 2000s. Even at deepwater projects worldwide that traditionally show a faster decline, there was improvement.
Often, the key is simply to make sure the fields pump every day of the year, reducing downtime, executives said. Producers can, for instance, postpone maintenance to keep fields running.
“Oil companies with tighter capex budgets are striving to extract every last drop from mature assets,” the IEA said in a report presenting its oil supply and demand outlook for the next five years. “Small cash injections are in many cases yielding swift returns.”
Divided industry
The industry is divided, though, about the sudden improvement in decline rates, with Dudley and other executives admitting they can’t guarantee another good year in 2018. Some even question the veracity of the data. Others, however, agree with Shell’s Sawan that the industry now has the incentive it didn’t have when crude was at $100-plus a barrel to work harder on mature fields.
Despite the improvements, it’s still an uphill battle of massive proportions. Fields in decline produced 51 MMbopd last year, according to the IEA. The ones that are still ramping up production contributed just 16 million to global supplies. Another 30 million came from unconventional sources, including shale and Canada’s tar sands, where production can remain steady for decades once mining operations have been set up.
In countries like Brazil and Mexico, the slowdown at old fields jumped to double-digit rates last year, but things could change there, too, as they lure multibillion-dollar investments from oil majors to help them develop their riches.
Brent hits six-week high as U.S.-Saudi talks raise risk for Iran
By HEESU LEE AND GRANT SMITH on 3/21/2018
SEOUL and LONDON (Bloomberg) -- Brent crude extended gains as investors assessed geopolitical risks, with speculation that the U.S. president and Saudi Arabia’s crown prince discussed countering the influence of Middle East producer Iran.
Futures rose as much as 1.2% to a six-week high, after advancing 2.1% on Tuesday. Donald Trump hinted at withdrawal from a deal curbing Iran’s nuclear program as Saudi Arabia’s Mohammed Bin Salman began a U.S. visit. Such a decision would raise the risk of the OPEC member’s oil exports being curtailed by sanctions.
The specter of conflict involving giant producers is jolting prices, which have traded in a tight range since February. With OPEC and its allies concluding that the market will rebalance by the end of September, Citigroup predicts oil’s recent “sideways” move is unlikely to last. Still, investors will be wary of growth in U.S. supply, which has threatened to undermine OPEC’s efforts to eliminate a global glut.
“The possibility of new sanctions on Iran has been the main issue in recent days,” said Carsten Fritsch, an analyst at Commerzbank in Frankfurt. “Oil sanctions against Iran would have a greater impact in an undersupplied market than in an oversupplied one.”
Brent for May settlement rose as much as $0.82 to $68.24/bbl on the London-based ICE Futures Europe exchange, the highest intraday price since Feb. 5. The contract traded at $68.10. The global benchmark crude traded at a $3.95 premium to WTI.
WTI for May delivery advanced $0.61 to $64.15/bbl on the New York Mercantile Exchange. Total volume traded was about 30% below the 100-day average. The April contract expired Tuesday after climbing 2.2% to $63.40, the highest close for front-month futures since Feb. 26.
If Trump decides to exit the international accord under which sanctions on Iran were eased in return for curbs on its nuclear program, Saudi Arabia, which regards the deal as a boon for its regional foe, would likely welcome the move. The resumption of sanctions could reduce oil exports from the Persian Gulf state by 250,000 to 500,000 bpd by the end of this year, industry consultant FGE said last week.
In the U.S., the API was said to report that nationwide crude stockpiles tumbled 2.74 MMbbl last week. That would be the largest decline since early January if confirmed by the EIA, scheduled to release the data later Wednesday. A Bloomberg survey shows inventories probably moved the other way, climbing by 3.25 MMbbl.
Oil Market News
OPEC and its allies held further discussions about changing the way they measure the impact of their production cuts, including proposals that would affect how quickly they reach their target, according to delegates from the group. A “tidal wave” of bullish news -- including falling oil stockpiles following winter and after seasonal refinery maintenance, possible U.S. sanctions on Iran and Venezuela, as well as sustained OPEC-led output curbs -- is seen hitting the market in the not-so-distant future, FGE said in a note. Gasoline futures gained 0.6% to $1.9769/gal after adding 2.1% on Tuesday.
OPEC said to discuss changing gauge of success for oil cuts
By ANGELINA RASCOUET, JAVIER BLAS AND GRANT SMITH on 3/21/2018
LONDON (Bloomberg) -- OPEC and its allies held further discussions about changing the way they measure the impact of their production cuts, including proposals that would affect how quickly they hit their target, according to delegates from the group.
One option that OPEC and non-OPEC delegates discussed in Vienna on Monday is to continue measuring commercial oil inventories in developed economies against the five-year average, but without counting years of high stockpiles, the delegates said. Another option is to use a seven-year inventory average, they said. This would move their goal of reducing stockpiles to normal levels further from reach, potentially requiring a longer period of cuts to achieve it. Delegates also considered a period of more than seven years.
While the people said no final decision has been taken and the ultimate choice rests with ministers -- who didn’t attend the Vienna meeting -- the talks underscore the lingering uncertainty as the producers’ agreement enters a second year. They are going beyond their pledged cuts and crude has rallied above $60/bbl, but there are signs that Saudi Arabia would like to go further.
Making Progress
When OPEC, Russia and their allies struck a deal in 2016 to end the price slump and re-balance an oversupplied market, they set a target of bringing oil inventories held by members of the Organization of Economic Cooperation and Development back in line with the five-year average. After more than a year of supply curbs, they’ve made significant progress.
Stockpiles fell in February to around 44 MMbbl above that measure, down from a surplus of 293 MMbbl in January 2017, the first month of the cuts, said the people, who asked not to be identified because the meeting was private. Assuming current conditions remain the same, the delegates concluded that the market is on track to re-balance on the five-year measure in the second or third quarter.
However, Saudi Arabia and Russia, the two biggest producers taking part in this deal, have both previously said the five-year average is flawed. Years of excessively high supplies mean that measure is itself higher than normal, while the patchy nature of data outside the OECD makes it difficult to get an accurate picture of the entire world market.
April Meeting
Monitoring global inventories, rather than just those in OECD countries, was another possibility under discussion, one person said. The Vienna talks didn’t settle on any single option, and the alternatives will be discussed again at the next meeting due to be held in April in Jeddah, Saudi Arabia, the people said.
If ministers eventually were to pick a different measure, their choice could reinforce the need to maintain supply curbs for the whole of this year -- something Saudi Arabia supports -- or perhaps signal that the group’s target has already been achieved, allowing cuts to be phased out.
Ministers from the OPEC and non-OPEC Joint Ministerial Monitoring Committee, which includes Saudi Arabia and Russia, will meet in Jeddah on April 15. Ministers from all 24 nations participating in the cuts agreement gather in Vienna on June 22.
Vagas para soldadores e assistentes de operações: Tudo Offshore
Braserv convoca profissionais para trabalhar em sondas SPT
Wood Group contratando profissionais para construção onshore e offshore em Macaé
Empregos - Jobs
Cotações – Quotations
Crude Oil & Natural Gas
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