OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 377

I – NOTICIAS
1- SOLANGE GUEDES, da Petrobras: Mudança rumo ao gás
O filósofo e pesquisador libanês Nassim Taleb define como antifrágil tudo aquilo que se beneficia da desordem. Há três anos e três meses à frente da diretoria de E&P da Petrobras, Solange Guedes viveu o caos de uma Petrobras atingida pela Lava Jato e pela crise do setor. Aproveitou a oportunidade trazida pela desordem para colocar ordem na casa, com foco em estratégias de valor para deixar a área de E&P − e por extensão a companhia − mais resiliente. E diz já ter conseguido o que queria, ao menos em sua parte do latifúndio. Com a recomposição do portfólio visando dar mais peso ao gás e as estratégias de aumento do fator de recuperação de áreas maduras e de alocação de investimentos em águas profundas, a companhia prepara o caminho para crescer diante da crise que parece finalmente ter ficado para trás. Os últimos leilões já são uma prova disso. Em entrevista à Brasil Energia Petróleo, a mulher de maior destaque no setor de óleo e gás falou sobre demandas de equipamentos da Petrobras, desinvestimento, cessão onerosa, conteúdo nacional e seus planos para 2019.

Estamos fazendo uma remodelagem do nosso portfólio de exploração e produção. Nossa intenção é transformar a Petrobras em uma companhia mais resiliente

Que avaliação você faz do E&P de 2015, quando você assumiu, e do E&P de agora?
Estamos fazendo uma remodelagem do nosso portfólio de exploração e produção. Estamos trabalhando em estratégias específicas de geração de valor. Nossa intenção é transformar a Petrobras em uma companhia mais resiliente. Um exemplo prático é nosso plano de negócios 2014-2018 e o atual: estamos com um brent de equilíbrio 30% menor em relação àquela época, já um fruto desse trabalho.

O gás terá uma maior participação nesse novo portfólio?
A companhia entende que o gás será um combustível de transição. Nossa competência técnica única está sendo colocada também a serviço desse novo portfólio do ponto de vista da participação do gás. Queremos balancear o nosso portfólio. Somos uma empresa muito concentrada em líquidos.

Essa participação do gás vai continuar crescendo?
Sim. Temos uma ambição de termos um portfólio de gás e óleo 50%/50%.

Hoje é de quanto?
85% (óleo) e 15% (gás).

Essa é uma das estratégias de geração de valor que você menciona?
Sim. Uma delas passa por essa reformatação do portfólio de gás. Outra é alocação dos investimentos. E aplicação de novas práticas é outra. Aí entra a estratégia de nos associarmos com a Statoil, começando por Roncador, onde temos a ambição de aumentar o fator de recuperação e aplicar eventuais práticas desse campo no nosso amplo portfólio da Bacia de Campos. Então, além das estratégias de alocação de recursos, temos a estratégia de aplicação de novas práticas.

Pode-se esperar algo semelhante para Marlim?
Marlim tem um desafio à parte porque o seu fator de recuperação já é muito elevado. O grande desafio lá é fazer a revitalização. É o nosso primeiro grande projeto desse tipo. Roncador é mais semelhante aos demais campos daquela região mais nova da Bacia de Campos, que são os campos gigantes de Caratinga, Marlim Leste, Marlim Sul.

Em que pé estão os 91 projetos de aumento do fator de recuperação da Bacia de Campos?
Aqueles projetos cobrem desde ações de integridade até projetos de novos poços. Mais de 60 projetos dos 90 são projetos de poços. Poços são uma explicitação clara de como se busca um fator de recuperação maior. Queremos potencializar essa estratégia em áreas mais maduras.

Qual a previsão de perfuração desses poços já num curto prazo?
Eles estão distribuídos num horizonte até 2022 e têm diferentes graus de maturidade.

Quanto será investido nessas perfurações?
Eles estão dentro dos US$ 18,9 bilhões do nosso capex previstos para a Bacia de Campos.

Existem outras novas práticas?
A sísmica 4D, que é uma ferramenta de alto potencial para buscar óleo ainda não produzido em áreas maduras. E também aprimorar a inovação submarina. Ou seja, termos equipamentos especializados que possam fazer, por exemplo, com que a gente consiga manusear grandes volumes de água e aumentar o fator de recuperação por meio desses sistemas.

Esses equipamentos são desenvolvidos em conjunto com os fornecedores?
Temos uma grande tradição de desenvolvermos equipamentos com grandes fornecedores. Mas em Roncador, por exemplo, é algo que vamos construir junto com a Statoil.

Esse relacionamento com fornecedores pode gerar outro tipo de negócios entre a Petrobras e eles, como parcerias, por exemplo?
Eventualmente sim. Existem alternativas de incremento da produção que passam por relações inovadoras com os fornecedores. Estamos usando esse momento da indústria, quando os negócios reduziram a intensidade, para explorar novas relações. Existe a intenção de trabalhar de uma forma diferente em alguns casos específicos.

A partir deste ano?
Sim, pode ser 2018.

Estamos falando pela primeira vez de offshore?
Sim.

De 2017 para cá a Petrobras voltou a ampliar seu portfólio exploratório. Quando esses investimentos começam a aparecer e qual o patamar?
A aquisição de áreas é uma daquelas estratégias de geração de valor. Adquirimos 17 áreas desde o ano passado e só em bônus já pagamos mais de R$ 5 bilhões − em áreas de classe mundial. Elas vão começar a gerar demanda de sísmica bem cedo. Já pode haver perfuração de poços a partir de 2019. Mas não existe patamar ideal.

Por quê?
A referência a volumes anteriores se perde porque as práticas mudaram. Fazer uma exploração baseada em dados conhecidos é diferente de entrar numa área com pouco conhecimento. Estamos trabalhando em técnicas inovadoras para acelerar a exploração e reduzir custos. O foco das empresas parceiras é acelerar o primeiro óleo. Libra já foi um caso destacado disso. A indústria está buscando se reinventar nesse sentido.

Mas o investimento em exploração vai crescer inevitavelmente…
Inevitavelmente. Além dos bônus, em 2019 e 2020 já temos atividades dos programas exploratórios mínimos. Essa retomada vai aparecer no nosso plano de negócios 2019-2023.

Quantos poços serão feitos nos 17 blocos adquiridos?
Nós nos comprometemos com oito poços no mar. E em todas as áreas haverá sísmica.

A atual carteira de sondas é suficiente para essa atividade?
Já começamos a ir ao mercado buscar sondas de intervenção. Estamos no mercado para sondas ancoradas de águas mais rasas e projetamos sondas de águas profundas para os próximos anos.

Sai contratação de sondas de posicionamento dinâmico neste ano?
Pode ser que sim, mas não está decidido.

Já dá para ter uma ideia dessa demanda?
Não, ainda é tudo muito recente.

Hoje, em quanto tempo é possível acelerar a entrada em produção de projetos?
Já estamos reduzindo bastante o tempo. Assinamos o contrato da cessão onerosa em 2010 e vamos produzir neste ano. Assinamos Libra em 2013 e entramos em produção neste ano. O tempo está diminuindo, mas a indústria como um todo quer que o tempo entre a assinatura do contrato e a entrada em produção seja menor.

Quanto tempo seria viável hoje? Cinco a seis anos?
Esse é um prazo bastante desafiador, mas precisamos almejar isso. Isso passa por questões como a padronização de equipamentos, por exemplo.

Isso se dará com unidades de produção afretadas ou a Petrobras voltará a considerar unidades próprias?
Plataformas próprias e afretadas têm sempre que ser discutidas dentro de cada projeto. Tivemos um grande número de unidades afretadas por atraso de plataformas, mas estamos estudando formas de contratar unidades próprias que possam ser bastante competitivas para balancear nosso portfólio.

É possível construir FPSO no Brasil hoje?
Existem áreas competitivas no Brasil para a construção de plataformas. E existem áreas que ainda demandam melhorar sua competitividade, mas eu diria que há um nível razoável de conteúdo local que pode ser feito no Brasil por ser competitivo, como os módulos, por exemplo.

E qual o conteúdo local que a sra. acha viável para as UEPs?
É um tanto quanto difícil fechar um número, porque temos unidades mais simples e mais complexas. Temos unidades como Libra, que são muito complexas e serão nossas primeiras a manusear 12 milhões de m3/dia de gás, e outras que vão demandar alguns tratamentos especiais de CO2 no pré-sal. Considerando a amplitude dessas complexidades, diria que entre 30% e 40%.

Que avaliação a sra. faz da regulamentação do waiver?
A ANP teve um papel destacado nesse processo. Aparentemente, há uma solução que não é a ideal diante dos nossos equipamentos, que são muito complexos. Mas é uma solução que concilia vários interesses e que permite caminhar. A opção do waiver tradicional é muito demorada e complexa e pode se tornar muito cara também.

Quantos pedidos de waiver foram feitos pela Petrobras?
Mais de 80. Tivemos só um waiver tratado que foi o de Libra.

A questão do riser flexível foi solucionada? Como a sra. vê a competitividade do flexível com o rígido?
A questão dos risers está sob controle. Identificamos em que condições esse efeito [corrosão] ocorre e a indústria está entregando essas alternativas para aquilo que já estava contratado. Os novos projetos já entram com especificação que mitiga o que ocorreu em algumas linhas. De uma forma geral, gosto muito de competição. Foi assim que a gente conseguiu trazer principalmente a indústria submarina no Brasil para um alto nível de competitividade.

A Petrobras vai cumprir a meta de colocar oito FPSOs em 2018, mesmo não tendo colocado nenhum sistema até meados de abril?
Isso continua mantido. Temos uma percepção muito clara do desafio que isso significa sob vários aspectos, mas a gente continua focada nessas oito unidades. Temos um plano integrado para o ano de todos os recursos humanos e materiais para fazer acontecer a instalação e o comissionamento. A primeira unidade vai ser a P-74.

O E&P pretende voltar a investir no exterior?
Nosso foco é em águas profundas aqui no Brasil, que é de longe nosso melhor portfólio.

A questão da cessão onerosa será resolvida em maio?
Estamos evoluindo bem nas duas comissões, na da Petrobras e na interministerial, mas não diria que temos um prazo tão definido assim. A boa notícia é que está andando bem.

Que projetos de E&P ainda estão por vir no desinvestimento?
Temos um olhar contínuo para nosso portfólio, buscando maximizar seu valor, sem nenhum tipo de restrição. As consequências [desse exercício] são bastante claras e o processo terá continuidade, mas eventualmente com menos ênfase do que estamos fazendo agora, porque foi o primeiro exercício.

Existe algo que a sra. não queira sair da diretoria da Petrobras sem executar?
O que eu gostaria de fazer, eu já fiz, que foi trazermos a estratégia de valor de aumento do fator de recuperação. Gosto muito dos nossos campos maduros e acho que existe ali uma oportunidade de trabalhar.

A sra. continua (diretora) em 2019?
Estou disposta a colaborar com a companhia, mas isso tem que estar alinhado com as administrações que aparecem internamente e seus focos. Se houver um ambiente em que as estratégias de valor técnicas possam ser operadas, isso me agrada e sim, gostaria de continuar.

Fonte: Brasil Energia/ -Por Claudia Siqueira e Roberto Francellino

2-Petrobras cota sondas para Mero com operação para dezembro de 2019
O consórcio de Libra lançou na semana passada licitação para afretamento de duas sondas de águas profundas para o campo de Mero. A data de entrega de propostas é 2 de agosto. A surpresa do processo ficou por conta do prazo de entrada em operação das unidades, fixado para dezembro de 2019 e não escalonado a partir de julho deste ano. O mercado previa o contrato para julho já que os contratos da Seadrill da West Carina e West Tellus, sondas que operam dedicadas ao projeto, vencem em junho de 2018 e junho de 2019, respectivamente.

A oferta de unidades está limitada a semissubmersíveis e navios-sonda, não incluindo monocolunas. As duas sondas terão que ser equipadas com secador de cascalho, sendo que uma das unidades terá que ter sistema de gerenciamento de pressão (MPD).

Uma das sondas ficará afretada pelo prazo de um ano e meio, enquanto a outra irá operar por dois anos. As unidades irão atuar prioritariamente na campanha de perfuração dos poços de desenvolvimento.

Entre as empresas convidadas estão a Seadrill, Maersk, Pacific Drilling, Ocean Rig, Diamond e Queiroz Galvão Óleo & Gás. O consórcio de Libra manteve a mesma posição da Petrobras na licitação das sondas ancoradas, deixando de fora a Transocean, Petroserv e Ensco.

A Transocean está temporariamente excluída da lista de empresas convidadas em razão de um acidente com uma de suas sondas afretadas à petroleira brasileira no exterior. Já a Ensco e a Petroserv não estão sendo chamadas devido a processos de arbitragem internacional e ação judicial que questionam a rescisão antecipada de seus contratos com a Petrobras.

Alteração de plano
A mudança na data de entrada em operação das sondas foi ocasionada pelo atraso dos dois primeiros sistemas definitivos do campo (Mero I e II), remanejados de 2020 e 2021, para 2021 e 2022, respectivamente. Com a alteração no cronograma, o consórcio terá mais tempo para perfurar os poços de desenvolvimento.

Na prática, sob esse novo arranjo, Libra atravessará parte dos anos de 2018 e 2019 apenas com a West Tellus, ficando cerca de seis meses sem atividade de perfuração. As apostas são de que a o consórcio opte por deixar a Tellus operando nos últimos meses de seu contrato em atividade exploratória.

Até o momento, já foram perfurados 12 poços na área de Libra. As sondas West Carina e West Tellus devem perfurar juntas cerca de quatro a seis poços até o fim de seus contratos.

Fonte; Brasil Energia/ Por Claudia Siqueira

3-Petrobras e o Brasil se beneficiam com alta do petróleo, dizem especialistas
Que bom! A alta do preço do barril de petróleo no mercado internacional, hoje acima dos US$ 70, é bom para o país, para estados e municípios e também para a Petrobras, que fechou o primeiro trimestre do ano com um lucro líquido de R$ 6,9 bilhões, resultado 56% maior do que o de igual período do ano passado.

A avaliação é de especialistas ouvidos pela Agência Brasil. Eles creditam que, mantidas as tensões geopolíticas atuais, principalmente no Oriente Médio, e a posição da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) de corte da produção, a tendência é de que o preço se sustente e até venha a aumentar mais ainda, fechando o ano com um preço médio de US$ 75 o barril.

Para o sócio-fundador e diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), Adriano Pires (foto), o mundo vive hoje momentos de grande turbulência geopolítica: “primeiro foi essa tentativa de invasão da Síria pelos EUA, França e Reino Unido; ao mesmo tempo, tem a questão da Venezuela, um governo complicado, e a ameaça dos Estados Unidos de adotar sanções comerciais se as eleições naquele país não forem transparentes”.

Benefício à Petrobras
Conforme Pires, a atual elevação no preço do óleo no mercado internacional, em um primeiro momento, só traz benefícios ao país. “No caso do Brasil, essa alta também beneficia a Petrobras, que voltou a ser uma empresa petroleira. No governo passado, havia uma intervenção muito grande na empresa e acabava que ela tinha prejuízos com o petróleo caro, uma vez que não conseguia repassar para o preço dos combustíveis”, disse.

O especialista diz que a Petrobras não atuava de acordo com a lógica do mercado, de modo que tinha prejuízo com petróleo caro e lucrava somente com o petróleo barato, já que praticava preços rígidos. “Agora não, o governo, de forma correta, deu liberdade para que a empresa repasse para os preços dos derivados a alta do petróleo no mercado internacional, e isso está ajudando a companhia a se recuperar do estrago provocado pela política do governo anterior. O resultado do último trimestre, quando a empresa aumentou seu lucro em 56% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, comprova isso”, afirmou.

O ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Hélder Queiroz também elogiou a decisão do governo de dar liberdade à Petrobras para praticar preços dos derivados tendo como parâmetro o mercado internacional.

“A política de preços da Petrobras alinhada com o mercado internacional é o que de melhor podia ter acontecido para o setor no país. É a política certa e a melhor opção. Nós não podemos repetir os erros do passado onde o governo usou a Petrobras como instrumento de subsídio. Isto não significa que não se possa discutir os impactos que os preços elevados provocam na economia”, disse à Agência Brasil.

Segundo Queiroz, preços mais altos são “evidentemente” muito bons. “Pelo lado empresarial porque a Petrobras passa a ter uma possibilidade de geração de caixa maior. Já do ponto de vista tributário há o aumento da arrecadação de royalties, que está atrelada ao petróleo e também ao dólar (que são dois elementos positivos). Isto faz com que a arrecadação aumente porque o real se desvalorizou um pouco e a arrecadação em reais vai ser maior se o preço do petróleo subir”.

Benefício aos estados
Para Adriano Pires, diretor do CBIE, do ponto de vista dos estados e municípios, a alta também é benéfica, uma vez que petróleo caro aumenta a arrecadação dos royalties, “e royalties são sempre uma necessidade, uma vez que a maioria [dos estados], e principalmente o Rio de Janeiro, passa por grave crise fiscal, talvez a maior da história”.

Avaliação semelhante faz o professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) Edmar Almeida, especialista em energia. Para ele, o Brasil, na atual conjuntura, se beneficia do preço elevado do petróleo e em particular o Rio de Janeiro, que está com sua economia deprimida e tem na indústria do petróleo um polo dinâmico de sua economia.

“De uma maneira geral, a indústria de petróleo do país, que passou por um período de crise muito severa, tem um grande potencial de crescimento e o preço do petróleo elevado acelera esse processo de retomada de crescimento, que aliás já estava ocorrendo com impacto positivo não só para o país, mas também para o Rio”.

Inflação do petróleo
O aumento nos custos vinculados ao petróleo foi lembrado como um problema do atual cenário pelo diretor do CBIE. Pires ressalta que a continuidade da elevação do preço do barril pode vir a ser prejudicial ao país na medida em que petróleo caro pode levar ao aumento da inflação no Brasil e em outros países. “E isso pode levar os governos a elevar os juros, o que pode retardar ou dificultar o crescimento econômico. Também pelo lado do consumidor, a alta pode vir a ser ruim, porque petróleo caro significa também gasolina cara”.

Ele ponderou, entretanto, que o Brasil leva a vantagem, neste caso, de ter o etanol como opção. “A maioria dos carros do país hoje já sai da fábrica flex e, neste caso, o consumidor pode sempre optar pelo etanol em detrimento da gasolina”.

O ex-diretor da ANP Hélder Queiroz de outro lado, pondera que a relação entre alta de gasolina e inflação não é tão direta.

“O governo tentava controlar os preços, o governo Dilma em particular, da Petrobras com medo de acelerar a inflação. Hoje a gente tem a menor inflação da história na economia brasileira em décadas e nos últimos anos nós praticamente dobramos os preços dos derivados. Isto prova que esta relação entre liberação de preços e inflação não necessariamente é uma realidade, a inflação é uma questão muito mais complicada”, afirmou Queiroz.

O professor Almeida, que também atribui a alta atual do preço do barril à instabilidade no Oriente Médio, lembra que o fenômeno vai incentivar o aumento da produção fora da Opep, o que pode reequilibrar a pressão sobre os preços.

Volatilidade de preços
Para o ex-diretor da ANP, também professor do Instituto de Economia da UFRJ, a alta recente só comprova que ninguém pode prever com certeza o comportamento dos preços do petróleo. “Há menos de um ano, as maiores empresas de petróleo, como a Shell e a British Petroleum, desenharam cenário com o título Lower Price Forever (preços baixos para sempre) e, no entanto, os preços estão subindo. E isto só comprova que os preços de petróleo dependem de variáveis em eterna mutação”.

Ele concorda, no entanto, com as avaliações de que a situação atual da alta do preço do barril tem um viés geopolítico mais uma vez. “E hoje está havendo mais um sobressalto que está afetando o preço das commodities, um produto que tem como característica histórica ser volátil e esgotável – daí estes saltos para cima e para baixo”.
O professor da UFRJ só vê vantagens para o país com a volta desta tendência de alta. “No caso específico nosso, o Brasil se tornou o país do petróleo. Hoje temos uma produção relevante e maior do que a de muitos países da Opep, além de uma exportação também relevante e que chega a mais de um milhão de barris por dia”.

Calibração dos impostos
Apesar de defender a nova política de preços em vigor, Queiroz ressalta que é preciso também levar em conta a questão relativa ao bolso do consumidor. “E esta é uma questão relevante: temos que discutir, por exemplo, a questão dos impostos. Porque se os preços continuarem em alta o governo pode conter os preços dos derivados via redução de impostos, uma vez que a carga tributária é muito elevada no país”.

Segundo Queiroz, há alguns impostos, como a Cide [Contribuições de Intervenção no Domínio Econômico], por exemplo, que já contam com mecanismos neste sentido. “Quando os preços sobem muito, o governo pode reduzir estes impostos até para poder manter uma certa estabilidade na arrecadação”.

Para o ex-diretor da ANP, esta “calibração” dos impostos seria muito bom até do ponto de vista tributário. “Seria saudável você pensar em calibrar via impostos evitando uma maior volatilidade dos preços. O governo, agora que os preços estão altos, poderia se reunir e através de decreto simples do Ministério da Fazenda reduzir impostos, o que traria um alívio para o bolso do consumidor”.

Fonte: Redação/Agência Brasil

4-Com R$ 117,2 milhões no 1T18, PetroRio aumenta receita em 56%
A PetroRio encerrou o primeiro trimestre de 2018 com receita líquida de R$ 117,2 milhões, com crescimento de 56% na comparação com o mesmo período de 2017.

Deste valor, R$ 91,7 milhões foram originados da venda de óleo extraído do campo de Polvo, com um aumento de 27,8% para o ativo ante os três primeiros meses de 2017. O desempenho positivo foi resultado do aumento do preço do brent e do forte planejamento de venda das cargas produzidas.

Com o aumento significativo no preço de venda, o mercado vem se recuperando gradativamente e fechou os primeiros três meses de 2018 com preço bruto de US$ 64,7, contra US$ 52,5 no primeiro trimestre de 2017. Outro fator determinante para os resultados robustos da companhia foi o campo de Manati, na Bacia de Camamu-Almada (BA), que contribuiu com receita de R$ 25,5 milhões, referentes à participação de 10% da PetroRio no ativo de gás natural.
Os números do trimestre reforçam ainda o compromisso da PetroRio com a qualidade, segurança, eficiência operacional e disciplina financeira.

“O primeiro trimestre de 2018 mais uma vez ilustra o forte compromisso com os nossos resultados, além da constante busca pela excelência operacional. O cenário também se mostrou mais favorável, com o preço do Brent em recuperação e redução da volatilidade do petróleo nos quando comparado a um ano atrás”, destaca Nelson Queiroz, novo CEO da PetroRio.

Nelson ressalta ainda que a PetroRio segue “com foco em segurança, saúde e no meio ambiente, ultrapassando 2.150 dias sem acidentes em Polvo”.

Perfurações em Polvo
A campanha de perfuração de três poços em Polvo, iniciada em abril deste ano e com investimentos que podem chegar a US$ 50 milhões, faz parte de um projeto maior e transformador para ampliar a vida útil do campo. Os primeiros resultados geram confiança e otimismo para as próximas etapas das perfurações.

No campo de Polvo, eficiência operacional foi de 84,8% no primeiro trimestre, considerando a parada programada. O recuo foi decorrência da parada programada para manutenção durante o mês de janeiro e dos workovers nas bombas de três poços. Descontados esses impactos, a eficiência teria sido de 94,4%.

A PetroRio reitera que, além de investir em seus ativos, busca aquisições e conta com R$ 640 milhões de caixa e disponibilidades para seguir com essa estratégia, além do apoio de instituições financeira e fundos de investimento. “Mantemos um olhar positivo também para a nossa agenda de fusões e aquisições, com um pipeline cada vez mais robusto e negociações que evoluíram para fases mais avançadas”, afirma Blener Mayhew, CFO e Novos Negócios da PetroRio.

Lucro e EBITDA
A PetroRio alcançou R$ 14,8 milhões de EBITDA no primeiro trimestre, impulsionado pelos fortes resultados operacionais e pela incorporação de Manati. O lucro líquido foi de R$ 2,7 milhões no período de janeiro a março de 2018.

Sobre a PetroRio – Com um modelo de negócio focado na produção eficiente de campos de petróleo já em fase de produção e na otimização de custos, a PetroRio é uma das maiores empresas independentes de produção de óleo e gás natural do Brasil e figura entre as 10 maiores do Brasil. A empresa está posicionada para capturar ganhos mesmo em cenários externos adversos.

A PetroRio segue no desenvolvimento de uma sólida plataforma de crescimento visando a geração de valor para os seus acionistas, através do incremento de sua produção por meio da aquisição de ativos de produção, implementação de gestão eficiente de reservatórios, reexploração, gestão da performance operacional, redução dos custos de produção e das despesas corporativas, com total respeito à segurança e ao meio ambiente.

Fonte: Redação/AssessoriaPPetrobrasetrobras planeja ter 5-PEnovamente plataformas próprias

5- PETROBRAS planeja novamente ter Plataformas próprias
A Petrobras planeja ir às compras. Com a melhora de condições financeiras e a redução do endividamento (atualmente em R$ 361,5 bilhões), a estatal quer voltar a ter plataformas próprias e não mais alugar (afretar), como tem feito nos últimos seis anos. A petroleira começou a mapear a situação dos estaleiros brasileiros, que vivem hoje uma grave crise. O objetivo é programar encomendas de unidades necessárias para produção de petróleo a partir de 2022, informou ao GLOBO o diretor de Desenvolvimento da Produção e Tecnologia da Petrobras, Hugo Repsold.

Ainda não há definição sobre o número de embarcações que a estatal pretende adquirir, mas a construção total ou parcial das unidades no país deve ter impacto na economia e na indústria naval. Nas estimativas do mercado, o custo de um navio-plataforma (FPSO, na sigla em inglês) com capacidade de produção de 150 mil barris por dia é de US$ 1,5 bilhão no mercado internacional.

Para a indústria naval, pode ser um sinal de alento. No início de 2010, o setor comemorava a retomada com encomendas de plataformas e navios da Petrobras, mas, desde 2015, afundou numa crise após o corte de encomendas da estatal, reflexo do escândalo de corrupção revelado pela Operação Lava-Jato — com investigações que atingiram os controladores de diversos estaleiros nacionais. Segundo o Sinaval, que reúne as empresas do setor, de 2014 para cá ao menos 20 estaleiros fecharam as portas, levando junto 50 mil empregos. Atualmente, estão em operação apenas 32 estaleiros, contra os 52 que existiam em 2014. A indústria emprega hoje 30 mil trabalhadores. Já chegou a ter 82 mil.

“Estamos fazendo uma avaliação do setor para poder retomar as conversas com as empresas e para que elas tenham oportunidade de se reerguer financeiramente e possam participar do processo. Muitos estaleiros são excelentes, com hardware de primeira linha, basta trabalhar na engenharia, na capacitação de gestão para que possam ter os mesmos resultados que a indústria naval tem em outros países” — destaca Repsold, que considera estratégico para a empresa contar com um mix de plataformas próprias e afretadas. — Não estávamos tendo unidades próprias por uma questão financeira, estamos reduzindo o endividamento. Nossa meta é desalavancar (reduzir a dívida) a companhia, ter um bom fluxo de caixa ano que vem e então vamos voltar a fazer unidades próprias.

Um dos fatores-chave para que o negócio saia do papel é a competitividade. Enquanto ainda vigoravam regras com percentuais mais elevados de conteúdo nacional, a Petrobras recorreu à Agência Nacional do Petróleo (ANP) para ser liberada da obrigação, alegando que a diferença de preço chegava a 40% para o projeto de Libra. A discussão colocou a estatal e a indústria em lados opostos. Posteriormente, o governo flexibilizou as regras. O diretor da Petrobras garante que, ao contrário do que ocorreu no passado, a estatal não pagará um preço maior em relação à cotação internacional.

— A Petrobras não vai arcar com ineficiência ou pagar uma diferença para compensar ineficiência ou dificuldade que exista neste setor no país. A indústria tem de atingir um grau de competitividade para disputar em igualdade de condições com outros países — disse Repsold, acrescentando que há um debate com governos, empresas e órgãos do setor para discutir quais melhorias podem ser feitas em âmbito tributário, de infraestrutura e trabalhista para viabilizar uma retomada da indústria naval.

‘É UMA INDÚSTRIA QUE NÃO SE SUSTENTA’
Apesar dos esforços, especialistas, porém, têm dúvidas se os estaleiros nacionais, de fato, terão condições de construir plataformas a preços competitivos e advertem que a Petrobras terá mais dificuldade de arcar com preços acima dos praticados no mercado internacional agora que atua em parceria na maioria dos projetos do pré-sal. As empresas parceiras não aceitariam o sobrepreço.

Produção do pré-sal cai em março, diz a ANP
Fernanda Delgado, pesquisadora da FGV Energia, que participou nesta semanda da Offshores Technology Conference (OTC), em Houston, o maior evento de petróleo do mundo, avalia que o setor está de olho nas oportunidades da indústria petrolífera no Brasil, apesar das dúvidas em relação às eleições. Mas esse otimismo não se estende ao setor naval:

– É um setor que já quebrou três vezes (nas décadas de 1970, 1980 e nos anos 2000) e que sempre dependeu do governo e das encomendas da Petrobras. A gente não tem como competir, não tem escala, tem uma eficiência muito baixa e um custo muito alto. É uma indústria que não se sustenta sozinha.
A alternativa, para Fernanda, seria a indústria se concentrar em equipamentos nos quais se mostrou mais competitiva, como os módulos instalados em cima do casco do navio.
– Por que insistir num setor que não é bem-sucedido? Construir plataformas no Brasil será melhor para o país? Não devemos pagar a mais pela curva de aprendizado. Não dá para cometer os mesmos erros de novo – critica.

NESTE ANO, 7 PLATAFORMAS COMEÇAM A OPERAR
Até o fim deste ano, a Petrobras colocará em operação sete novas plataformas de produção de petróleo. Deste total, seis são próprias e tinham sido encomendadas em 2012. Todas vão para o pré-sal na Bacia de Santos: três delas ficarão no Campo de Búzios e outras três no Campo de Lula. As unidades foram concluídas no exterior, principalmente na fabricação do casco, em razão dos problemas enfrentados pelos estaleiros nacionais. A sétima plataforma é afretada (FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes) e ficará no pós-sal da Bacia de Campos. A entrada em operação é gradual. Com estas e outras unidades programadas para os próximos anos, a Petrobras prevê aumentar a produção nacional dos atuais 2 milhões de barris por dia para 2,9 milhões de barris diários em 2022.

Já estão em andamento licitações para a contratação de cinco novas unidades previstas para 2021. Repsold não informou qual será o índice de conteúdo local de cada uma delas, mas uma parte dos equipamentos das plataformas, que envolvem recursos de US$ 7,6 bilhões, poderá ser feita no país.

Fonte: O Globo

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOS
1- Operadoras buscam solução para garantias de descomissionamento
Operadoras e mercado segurador buscam uma solução para uma exigência dos contratos de concessão de que as petroleiras dêem garantias que terão fôlego financeiro para fazer o descomissionamento do projeto no fim de sua vida útil. Hoje, as empresas são obrigadas a fazer uma provisão no balanço ou oferecer uma garantia em óleo. Ambas as maneiras oneram o investimento e não trazem benefício fiscal à operadora.

Existem conversas iniciais entre as corretoras, seguradoras e os bancos para a criação de produtos financeiros que possam atender às operadoras. Em linhas gerais, o banco definiria uma quantia a receber mensalmente da operadora ao longo do período do projeto em troca da garantia.No fim, se o custo do descomissionamento for menor que o previsto, o banco devolveria a quantia paga proporcionalmente à redução. Com esse produto, a operadora não precisaria provisionar o valor no balanço e teria benefício fiscal.

As propostas iniciais começaram a ser discutidas em outubro do ano passado. Grandes bancos, como o JP Morgan, participam dos debates.

Essa exigência passou a valer a partir da 14ª rodada, realizada em setembro do ano passado. O descomissionamento de grandes campos offshore é uma atividade relativamente nova em nível mundual, por isso a cláusula só foi incluida nos contratos recentemente. “Entendemos que essa não é uma questão de seguro e sim um produto financeiro, que caberia melhor aos bancos”, afirma o vice-presidente de Energia da corretora JLT Resseguros, Adriano Oka.

Uma outra proposta em discussão no mercado seria a criação de um fundo formado pelas petroleiras, que funcionaria como se fosse um seguro garantia. Essa solução, contudo, é tida como complexa.

Outra questão na mira de seguradoras e petroleiras é o descomissionamento dos campos do pré-sal. Hoje, em razão de ainda não se conhecer a tecnologia que será utilizada para fazer o abandono desses campos daqui há 20 a 30 anos, as seguradoras simplesmente se recusam a fazer qualquer seguro para a atividade.

Mercado
O mercado de seguros de óleo e gás no Brasil passou por uma forte queda de 2013 para cá devido à tempestade perfeita que se formou com a crise do petróleo, a Lava-Jato e instabilidade político-econômica do Brasil. Naquele ano, o prêmio de risco total do setor foi de US$ 800 milhões, tendo caído para US$ 200 milhões em 2017, ou 75%. O país sentiu mais do que o mercado segurador de óleo e gás global, que caiu cerca de 60% nesse período.

As seguradoras esperam que a recuperação só comece em 2019, quando as petroleiras iniciam a perfuração dos primeiros poços das áreas leiloadas nesses últimos dois anos. Ainda assim, a previsão é que o mercado só retorne aos níveis pré-2014 em 2023, pois esse é um setor que demora um pouco mais a se recuperar depois da retomada das atividades.

Apesar da perspectiva de alta, a tendência é que o prêmio de risco individual caia a partir dessa recuperação. “As seguradoras têm que fazer o equilíbrio entre os sinistros, a receita total com os prêmios e os prêmios individuais. Como o volume total deve crescer no mercado, a tendência é que o preço individual caia, devido à demanda baixa, embora crescente”, explica Oka. Este ano, por exemplo, o prêmio de risco individual subiu cerca de 5% porque os negócios ainda estão em baixa.

A JLT tem de 13% a 15% do mercado de seguros hoje, mas prevê chegar a 20% se a ExxonMobil confirmar os investimentos previstos no país. A petroleira norte-americana, assim como a Murphy, que veio junto em diversos projetos nos últimos leilões, são parceiras internacionais da JLT. A empresa também negocia com outras grandes petroleiras como Total e Statoil para seguro dos projetos no Brasil. A empresa não participa das licitações da Petrobras, pois tem uma cláusula de não competição assinada com a IRB, porque provê uma capacidade de US$ 2 bilhões para a resseguradora.

Evento
A empresa promove na próxima quarta-feira (16/5) às 14h na sede da Firjan um evento que vai debater os desafios do licenciamento ambiental no Brasil. O encontro terá representantes da AGU, do Ibama, ANP e das operadoras. A moderação será feita pela jornalista Flávia Oliveira.

Fonte: Brasil Energia/ Por Roberto Francellino

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