Monthly Archives: janeiro 2018

Petrobras está fazendo ‘descobertas interessantes’ em campos maduros na Bacia de Campos, diz presidente

A Petrobras está fazendo “descobertas interessantes” em blocos da Bacia de Campos, na costa do Rio de Janeiro, onde está realizando perfurações mais profundas na camada do pré-sal, disse nesta quarta-feira (31) o presidente da companhia, Pedro Parente.

Falando a investidores durante evento em São Paulo, ele não deu detalhes sobre possíveis volumes adicionais, dizendo que os resultados ainda precisam ser analisados.

As descobertas foram feitas em campos maduros operados há anos pela empresa. Apenas recentemente a Petrobras decidiu perfurar mais profundamente nessas áreas.

“Continuamos a perfurar e encontramos petróleo no pré-sal”, disse Parente a jornalistas após sua apresentação. “É interessante porque essas descobertas ocorreram em campos com boas características geológicas.”

Ele disse ainda que a Petrobras precisa “completar os dados iniciais de perfuração com estudos geológicos e geofísicos.”

Discussões com o governo

Parente disse que a empresa se reunirá com representantes do governo no início de fevereiro para discutir o contrato de cessão onerosa.

Por meio do contrato, assinado em 2010, a Petrobras adquiriu o direito de extrair 5 bilhões de barris de petróleo equivalente de áreas do pré-sal que o governo transferiu à empresa em um momento em que os preços do petróleo estavam altos.

Pelo contrato da cessão onerosa, a companhia estatal pagou à União R$ 74,8 bilhões. Mas uma renegociação do valor, considerando variáveis como preço do barril e câmbio, estava prevista desde o início, depois que as áreas fossem declaradas comerciais, o que já aconteceu.

Parente já afirmou diversas vezes acreditar que a Petrobras será credora do governo ao fim das negociações, enquanto o ministro do Planejamento, Dyogo Oliveira, afirmou recentemente acreditar no contrário– segundo ele, a União espera receber “bilhões de dólares” da petroleira.

No caso da Petrobras ser credora, Parente reiterou nesta quarta-feira que uma possível solução incluiria direitos de exploração sobre volumes adicionais de petróleo presentes nessas áreas.

“O fato é que há muito petróleo adicional, tanto quanto a mesma quantidade que compramos, ou outros 5 bilhões de barris”, disse Parente a jornalistas.

Ele disse que está certo de que a Petrobras e o governo “chegarão a um acordo positivo para ambos”. Os negociadores esperam chegar a um acordo ainda no primeiro semestre deste ano.

Fonte: G1

Governo assina contratos de blocos do pré-sal licitados em outubro de 2017

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O governo assinou nesta quarta-feira (31) os contratos para exploração de petróleo em seis áreas do pré-sal leiloadas em outubro do ano passado. Dessas seis áreas, três terão a Petrobras como sócia. Os blocos estão localizados nas bacias de Santos e de Campos.

O leilão de outubro foi o primeiro em que a Petrobras não tinha mais a obrigação de ser operadora em todas as áreas licitadas. Ou seja, empresas petroleiras puderam competir no leilão livremente, sem a necessidade de firmar parceria com a estatal brasileira.

O modelo do leilão foi o do regime de partilha, em que vence a disputa quem oferece à União a maior fatia de petróleo ou gás excedente. Além da produção ofertada para a União, as empresas terão que pagar um bônus de outorga. Pelos blocos vendidos, a União receberá R$ 6,15 bilhões.

Além disso, o governo prevê que os consórcios vencedores devem investir cerca de R$ 100 bilhões no Brasil a partir de agora.

O leilão de outubro foi marcado por grandes ofertas de óleo excedente. Os valores mínimos previstos no edital variavam de 10,34% a 22,87%. Os três consórcios que tinham a Petrobras como sócia fizeram ofertas que variaram de 75,8% a 80%.

Fonte: G1

Pela primeira vez, produção de petróleo e gás no pré-sal supera a do pós-sal

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Em dezembro de 2017, a produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro atingiu, pela primeira vez, mais da metade da produção nacional. A produção total do Brasil foi de 3,325 milhões em barris de óleo equivalente por dia (boe/d, soma das produções de óleo e de gás natural), sendo 1,685 milhão de boe/d (50,7%) do pré-sal.

No mesmo mês, a produção total de petróleo do País foi de 2,612 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 0,7%, em comparação ao mês anterior e redução de 4,3%, se comparada com dezembro de 2016.

Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, uma redução de 0,03% em comparação ao mês anterior e aumento de 1,4%, se comparada com o mesmo mês de 2016.Os dados de produção de dezembro e também os do ano de 2017 estão disponíveis no Boletim Mensal da produção de Petróleo e Gás Natural na ANP, na página

https://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural.

Dados anuais

Em 2017, a produção de petróleo foi de 957 milhões de barris, com média diária de 2,622 milhões de bbl/d. Trata-se de um aumento de 4% em relação à produção de 2016.

No ano, a produção total de gás natural foi de 40 bilhões de m³, com média diária de 110 milhões de m³/d. Esse volume representa um aumento de 6% com relação a 2016.

Pré-sal

A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,685 milhões de boe/d, um aumento de 2% em relação ao mês anterior.

A produção, oriunda de 85 poços, foi de 1,356 milhão de barris de petróleo por dia e 52 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.

Queima de gás

O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 96,6% do volume total produzido. A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 8,4% se comparada ao mês anterior e redução de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2016.

Campos produtores

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 803 mil bbl/d de petróleo e 33,1 milhões de m3/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,5% do petróleo e 79,8% do gás natural. A produção ocorreu em 7.990 poços, sendo 743 marítimos e 7.247 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.102. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 95.

A FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula, por meio de 6 poços a ela interligados, produziu 190,4 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

Outras informações

Em dezembro de 2017, 304 áreas concedidas, uma cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 26 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 227 terrestres. Vale ressaltar que, do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 27, sendo 35,9% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 122,2 mil boe/d, sendo 99,6 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 117,2 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,9 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.239 boe/d na Bahia, 42 boe/d no Espírito Santo, 2.135 boe/d no Rio Grande do Norte e 215 boe/d em Sergipe.

Shell assina contratos de partilha de leilões do pré-sal

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O presidente da Shell Brasil, André Araujo, participou nesta quarta-feira, em Brasília, da cerimônia de assinatura dos contratos de partilha na área do pré-sal leiloados em outubro de 2017. Com a presença de representantes do governo brasileiro e executivos de empresas de energia, a assinatura incorporou oficialmente as áreas de Entorno de Sapinhoá, Sul de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste, todas na Bacia de Santos, ao portfólio global da Shell em águas profundas.

“É um dia muito especial para a Shell, que completa 105 anos de Brasil em abril de 2018. O leilão de outubro do ano passado mostrou mais uma vez nosso compromisso com a geração de riquezas e com o crescimento do país. Seremos operadores em dois blocos do pré-sal e estamos ansiosos para aplicar a nossa experiência global e tecnologia nestes projetos”, declarou André Araujo.

Em Sul de Gato do Mato, a Shell é a operadora, com participação de 80%, em parceria com a Total (20%).

Em Entorno de Sapinhoá, a Shell tem participação de 30% na área operada pela Petrobras (45%) e também em parceria com a Repsol Sinopec (25%).

Em Alto de Cabo Frio Oeste, a Shell também é a operadora, com participação de 55%, em parceria com QPI (25%) e CNOOC (20%).

Quatorze empresas assinam 32 contratos da 14ª Rodada

Oddone: "O ano de 2017 foi histórico para o setor de petróleo e gás"

Oddone: “O ano de 2017 foi histórico para o setor de petróleo e gás”

Quatorze empresas assinaram, nesta segunda-feira (29/1), 32 contratos de concessão da 14ª Rodada de Licitações, realizada em setembro de 2017. Além dos executivos das empresas, a cerimônia contou com a presença do secretário de Óleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix, e dos diretores da ANP Décio Oddone, Dirceu Amorelli, Felipe Kury e José Cesário Cecchi.

Os contratos assinados hoje resultarão em investimentos mínimos em torno de R$ 845 milhões somente na primeira fase do contrato (fase de exploração) e somam R$ 3,8 bilhões em bônus de assinatura.

Segundo o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, a assinatura dos contratos representa o final de dois ciclos. “O ano de 2017 foi histórico para o setor de petróleo e gás, e a assinatura dos contratos fecha esse ciclo do início da retomada do setor. Mas fecha também o ciclo da forma de ofertar áreas de exploração e produção. A 14ª Rodada foi a última em que oferecemos áreas muito diferentes num mesmo leilão. Em 2018, entramos em um novo modelo. Na 15ª Rodada e próximas de concessão, serão ofertadas áreas de nova fronteira e áreas offshore. Áreas maduras e que já foram ofertadas no passado passam à oferta permanente. Isso incentivará a vinda de pequenas e médias empresas para o Brasil, mas também a criação de empresas nacionais”.

Bacia
Setor
Bloco
Licitantes
Paraná
SPAR-CN
PAR-T-175
Petrobras (100%)*
Campos
SC-AP3
C-M-210
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Campos
SC-AP3
C-M-277
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Campos
SC-AP3
C-M-344
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Campos
SC-AP3
C-M-346
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Campos
SC-AP3
C-M-411
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Campos
SC-AP3
C-M-413
Petrobras (50%)*; ExxonMobil Brasil (50%)
Sergipe
SSEAL-AP2
SEAL-M-501
ExxonMobil Brasil (50%)*; Murphy Brazil (20%); Queiroz Galvão (30%)
Sergipe
SSEAL-AUP2
SEAL-M-503
ExxonMobil Brasil (50%)*; Murphy Brazil (20%); Queiroz Galvão (30%)
Campos
SC-AP1
C-M-37
ExxonMobil Brasil (100%)*
Campos
SC-AP1
C-M-67
ExxonMobil Brasil (100%)*
Espírito Santo
SES-T4
ES-T-354
Imetame (100%)*
Espírito Santo
SES-T4
ES-T-373
Imetame (100%)*
Espírito Santo
SES-T6
ES-T-441
Imetame (100%)*
Espírito Santo
SES-T6
ES-T-477
Imetame (100%)*
Espírito Santo
SES-T6
ES-T-487
Imetame (100%)*
Parnaíba
SPN-N
PN-T-117
Parnaíba Gás Natural (100%)*
Parnaíba
SPN-N
PN-T-118
Parnaíba Gás Natural (100%)*
Parnaíba
SPN-N
PN-T-119
Parnaíba Gás Natural (100%)*
Parnaíba
SPN-N
PN-T-133
Parnaíba Gás Natural (100%)*
Parnaíba
SPN-N
PN-T-134
Parnaíba Gás Natural (100%)*
Recôncavo
SREC-T2
REC-T-109
Petroil (100%)*
Recôncavo
SREC-T2
REC-T-119
Petroil (100%)*
Recôncavo
SREC-T2
REC-T-120
Petroil (100%)*
Espírito Santo
SES-T4
ES-T-345
Bertek Ltda (100%)*
Espírito Santo
SES-T6
ES-T-476
Bertek Ltda (100%)*
Espírito Santo
SES-AP2
ES-M-592
CNOOC Petroleum (100%)*
Espírito Santo
SES-AP2
ES-M-667
Repsol (100%)*
Espírito Santo
SES-T6
ES-T-453
Vipetro (100%)*
Potiguar
SPOT-T4
POT-T-785
Geopark Brasil (100%)*
Santos
SS-AR4
S-M-1537
Karoon (100%)*
Recôncavo
SREC-T4
REC-T-166
Great Energy (100%)*

*Operadores

A Greenconsult Consultoria Empresarial Ltda., a Tek Óleo e Gás Ltda. e a Guindastes Brasil Óleo e Gás Ltda. não assinaram os contratos de concessão.

A Greenconsult, que arrematou o bloco SEAL-T-430, não foi qualificada pela Comissão Especial de Licitação (CEL) por descumprimento aos requisitos previstos na seção 7 do edital, decisão publicada no Diário Oficial da União de 1/11/2017. A licitante entrou com recurso, ao qual foi conferido efeito suspensivo pela CEL. A empresa apresentará novo conjunto de documentos até o final de janeiro de 2018 e, caso venha a ser qualificada, o bloco obedecerá um cronograma de assinatura distinto dos demais contratos.

A Tek não apresentou a documentação de assinatura dos contratos de concessão na data requerida no edital de licitações e solicitou reabertura do prazo. A Diretoria Colegiada da ANP decidiu conferir à licitante prazo até 23 de fevereiro de 2018 para apresentação dos documentos, nos termos da seção 9 do edital, e determinar a assinatura dos contratos dos blocos REC-T-126 e REC-T-127 até 30 de abril.

Já a Guindastes Brasil Óleo e Gás Ltda., que arrematou os blocos REC-T-151 e SEAL-T-132, solicitou extensão de prazo para entrega da garantia financeira do programa exploratório mínimo. O pedido será analisado pela Diretoria Colegiada da ANP.

Fonte: ANP

 

Onda de aquisições da Shell evidencia corrida por energia limpa

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A Shell gastou mais de US$ 400 milhões em uma série de aquisições nas últimas semanas, de uma empresa de energia solar a pontos de recarga de carros elétricos, intensificando sua corrida para crescer além do negócio de petróleo e gás e reduzir suas emissões de carbono.

As aquisições são ainda de pequeno porte diante do orçamento anual de US$ 25 bilhões da petroleira anglo-holandesa para investimentos, mas seus primeiros passos nos setores de energia solar e de varejo em eletricidade em muitos anos mostram uma crescente urgência em desenvolver negócios em energia limpa.

Os investimentos não se limitaram a renováveis como biocombustíveis, energia solar e eólica. A Shell, assim como suas rivais BP, Exxon Mobil e Chevron, está apostando em uma crescente demanda por gás, o combustível fóssil menos poluente, como fonte que produzirá a energia para abastecer a esperada expansão dos carros elétricos nas próximas décadas.

Para isso, a Shell fechou em dezembro a compra da fornecedora independente de energia britânica First Utility, por cerca de US$ 200 milhões, segundo diversas fontes próximas ao negócio. O valor da aquisição não havia sido divulgado anteriormente.

A Shell recusou-se a comentar.

Em janeiro, a companhia voltou a investir no setor solar após um hiato de 12 anos, com a compra de uma fatia de 43,86% na Silicon Ranch Corporation, por US$ 217 milhões.

Nos últimos três meses de 2017 a Shell também investiu em dois projetos para desenvolver estações de carga de veículos elétricos em rodovias europeias e assinou acordos para comprar energia solar no Reino Unido e desenvolver redes de energia renovável na Ásia e na África.

FUSÕES E AQUISIÇÕES

Segundo analistas do Bernstein, as grandes petroleiras investiram mais de US$ 3 bilhões em aquisições renováveis ao longo dos últimos cinco anos, a maior parte dos recursos em energia solar.

As fusões e aquisições “verdes” hoje representam em média 13% da atividade total de M&A, disseram os analistas.

Outras empresas também fizeram investimentos, como a BP, que voltou à energia solar com um investimento de US$ 200 milhões na geradora solar Lightsource, no final do ano passado, seis anos após sair do setor com grandes prejuízos. A Total também comprou uma empresa de produção de baterias, a Saft, por US$ 1 bilhão em 2016.

Fonte: Folha SP

ANP divulga editais e modelos da 15ª Rodada de petróleo e gás, prevista para março

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A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou nesta sexta-feira os editais e os modelos de contratos de concessão da 15ª Rodada de Licitações de blocos exploratórios, sob regime de concessão, prevista para 29 de março.

Serão ofertados 70 blocos nas bacias sedimentares marítimas do Ceará, Potiguar, Sergipe-Alagoas, Campos e Santos e nas bacias terrestres do Parnaíba e do Paraná, totalizando 95,5 mil quilômetros quadrados de área.

Os bônus de assinatura mínimos exigidos por todos os blocos somam 4,8 bilhões de reais, segundo o edital, incluindo uma única área na Bacia de Santos, que será oferecida por quase 2 bilhões de reais.

A autarquia disse que, com o objetivo de facilitar o processo licitatório, a 15ª Rodada será realizada em duas etapas, uma com os blocos marítimos e outra com os terrestres, cada uma com edital e modelo de contrato próprios.

Ainda conforme a ANP, entre as principais alterações nos instrumentos licitatórios com relação à 14ª Rodada, destacam-se as mudanças na cláusula arbitral e a inclusão da reabertura, ao final da rodada, da oferta de blocos não arrematados, “assim como alterações visando à desburocratização, como a exclusão da exigência de notarização”.

Na quinta-feira, a ANP já havia publicado o pré-edital da 4ª Rodada do pré-sal, prevista para junho.

Fonte: Reuters

Estatal prepara mudanças de contrato para recuperar o mercado perdido

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Seis meses após implementar a nova política de preços dos derivados, com reajustes diários nas refinarias, a Petrobras busca, agora, novas formas de recuperar o mercado perdido. A intenção da companhia é lançar, em maio, um novo modelo contratual, com mudanças nas condições comerciais na venda de combustíveis.

Mesmo com os reajustes diários, a estatal vem tendo dificuldades para recuperar market share. No terceiro trimestre de 2017, o primeiro trimestre desde que a nova política de preços começou a vigorar, a empresa perdeu 3 pontos percentuais no mercado de diesel: a Petrobras foi responsável por fornecer 73% do volume de diesel consumido no país, no período, ante uma média de 76% no ano. Já o market share, na gasolina, manteve-se na média do ano (83%).

Dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP) sugerem que o nível de importações por terceiros, pelo menos no caso do diesel, não arrefeceu nos meses seguintes. As tradings pediram autorização para importar 2,189 bilhões de quilos de diesel em novembro, alta de 66% ante igual mês de 2016. Em outubro, o volume já havia subido 95%, na comparação anual. Na Petrobras, a percepção é que, sem a política atual de preços, a importação estaria ainda maior.

O Valor apurou que, com o novo modelo contratual, a Petrobras buscará novas formas de fidelização dos clientes. O diretor de refino e gás, Jorge Celestino Ramos, destaca que as importadoras aprenderam a operar no Brasil e têm melhorado a qualidade e eficiência do serviços. Segundo ele, a meta é buscar “participação mais ativa no market share no Brasil”.

“Estamos operando num ponto ótimo, considerando a política comercial existente, mas estamos agregando um conjunto de ferramentas para captura de market share e de margem, mexendo em condições comerciais, no nível de serviços, explorando a capilaridade da logística da Petrobras. Estaremos implementando novas condições comerciais que visam capturar market share, mas também margem”, afirmou Celestino em dezembro.

Fonte: Valor

Petrobrás passa a integrar ação do setor de óleo e gás para lidar com mudanças climáticas

A Petrobrás aderiu hoje à Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), grupo liderado por presidentes de empresas de petróleo e gás que pretende conduzir uma resposta do setor às mudanças climáticas, reunir conhecimento e colaborar com ações para reduzir a emissão de gases de efeito estufa. Os atuais membros da OGCI são BP, CNPC, Eni, Pemex, Repsol, Saudi Aramco, Shell, Statoil e Total. Em conjunto, as companhias integrantes da OGCI respondem por mais de um quarto da produção mundial de petróleo e gás.

Pedro Parente, presidente da Petrobrás, afirmou que, ao participar da OGCI, a estatal renova seu compromisso com a redução de emissões e com uma matriz energética mais eficiente, além de reforçar sua estratégia de estar plenamente preparada para um futuro baseado em uma economia de baixo carbono.

“Estamos entusiasmados em fazer parte desta iniciativa junto com outras empresas já integrantes da OGCI para atender aos ambiciosos objetivos da organização.” O compromisso depende ainda de aprovação do Conselho de Administração da Petrobrás.

“As companhias internacionais e nacionais de petróleo se uniram na OGCI num esforço para reduzir as emissões de gases de efeito estufa, um desafio fundamental para a nossa indústria e para o mundo”, afirma, em nota, Bob Dudley, presidente do conselho da OGCI e CEO da BP. “A participação da Petrobrás aumentará a massa crítica, impulsionará o trabalho e ampliará nossa cobertura em uma nova e importante geografia – a América do Sul.”

Fonte: Folha SP