OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 381

I – NOTICIAS
1-PROJETOS PILOTO COM PERFURAÇÕES COM TECNICAS NÃO CONVENCIONAIS
É fato de conhecimento internacional que o Brasil está entre os 15 países de maior reserva de shale gás.
O MME pretende lançar até o fim deste ano um projeto piloto de produção não convencional. O propósito é o de permitir que Operadores possam efetuar operações, em áreas já concedidas, de perfuração com técnicas não convencionais.

A ideia é que cada companhia decida sobre o local de perfuração.

Há estudos neste sentido na Bacia do Parnaíba, no Recôncavo e na Bacia do São Francisco.
O assunto é muito polêmico, poios envolve a possibilidade de impactos ambientais relevantes. Não há ainda solicitação junto ao IBAMA de processo de licenciamento com a utilização de fraturamento.
O assunto merece cautela, muitos estudos e equilíbrio nas ações e decisões a serem tomadas.

Fonte: O Editor/ Eng. Ronald Carreteiro

2-4ª RODADA DE LICITAÇÃO – REGIME DE PARTILHA
A Petrobras reafirmou seu domínio no pré-sal nesta quinta-feira ao bancar lances elevados que garantiram à companhia o status de operadora dos consórcios vencedores nos três blocos que foram negociados na 4ª rodada de licitação sob o regime de partilha de produção.

A petroleira não figurou originalmente em dois dos consórcios vencedores, mas exerceu seu direito de preferência, garantido por lei em leilões do pré-sal, e aceitou elevar seus lances para integrar os grupos ganhadores. Dessa forma, formou novas parcerias com gigantes globais do setor que não são novidade para estatal brasileira.

Um consórcio formado pela norueguesa Equinor, a norte-americana Exxon Mobil e a Petrogal, subsidiária da portuguesa Galp, fez o lance mais agressivo da rodada, oferecendo ao governo um percentual de excedente em óleo de 75,49 por cento, mais de três vezes maior que o mínimo estipulado para o bloco Uirapuru, na Bacia de Santos.

Uirapuru, disputado por quatro consórcios, formados por 11 das 16 inscritas para a rodada, foi arrematado ainda por um bônus de assinatura fixo de 2,65 bilhões de reais.

Após a Petrobras integrar o consórcio, como operadora e 30 por cento de participação, Equinor e Exxon ficaram com 28 por cento cada uma e a Petrogal com 14 por cento.

“Estamos muito satisfeitos e continuamos com a premissa de aumentar o portfólio exploratório da companhia”, disse o Presidente da Petrobras, Ivan Monteiro, explicando que os aportes necessários para levar as áreas já estão considerados nos investimentos da empresa previstos para o ano.

Com os dois outros blocos arrematados —Três Marias, na Bacia de Santos, e Dois Irmãos, na Bacia de Campos— o governo arrecadou um total de 3,15 bilhões de reais em bônus de assinatura. O leilão deve resultar ainda em investimentos exploratórios de 738 milhões de reais.

Um quatro bloco ofertado na rodada, chamado Itaimbezinho, não recebeu ofertas.

No caso de Três Marias, o consórcio originalmente formado por Shell e Chevron apresentou lance de 49,95 por cento de excedente em óleo à União, versus um percentual mínimo de 8,32 por cento.

Após perder com seu lance inferior, a Petrobras passou a integrar o consórcio, com 30 por cento de participação. Shell ficou então com 40 por cento, enquanto Chevron com 30 por cento. Já o bloco Dois Irmãos foi arrematado pelo único consórcio a realizar um lance, formado por Petrobras como operadora, com 45 por cento de participação, BP (30 por cento) e Statoil (com 25 por cento), que ofereceu à União 16,43 por cento de excedente em óleo, sem ágio.

ESTRANGEIRAS NO PRÉ-SAL
O Diretor-Geral da ANP, Décio Oddone, disse que o leilão foi um “sucesso estrondoso”.

“Se a gente não considera o resultado desse leilão um sucesso maravilhoso, eu gostaria de saber qual a definição de um sucesso maravilhoso em um leilão de áreas de exploração de petróleo contratando 75 por cento da áreas; no mundo, historicamente, nos grandes leilões, a média é de 5 a 15 por cento”, disse Oddone.

Autoridades e executivos das gigantes petroleiras que vieram ao Rio de Janeiro para participar da rodada não viram interferência no leilão das novas polêmicas envolvendo preços de combustíveis da Petrobras no Brasil.
Discussões e pressões sobre a política de preços da estatal levaram à renúncia de Pedro Parente, amplamente apoiado pelo mercado financeiro, do cargo de presidente da Petrobras na última sexta-feira. Monteiro, diretor financeiro, foi rapidamente eleito.

André Araujo, Presidente da Shell no Brasil, uma das principais parceiras da Petrobras no pré-sal, disse que “deu para ver que não” houve influência negativa da polêmica no leilão.

“A gente investiu e a gente ‘bidou’ bem hoje”, comemorou Araújo.

O Presidente da Equinor no Brasil, Anders Opedal, também não viu interferência.

“Nós realmente não fizemos uma conexão com os preços dos combustíveis e as rodadas de licitação. É um processo bastante independente…. Estamos aqui para o longo prazo. Fizemos investimentos que nos levarão para além de 2050 no Brasil, então estamos realmente casados com o Brasil”, disse Opedal.

A petroleira norte-americana ExxonMobil também confirmou seu interesse em investir no país, evitando fazer comentários sobre preços de combustíveis.

“Queria dizer que estou muito contente com o resultado da rodada de hoje… Em poucos meses, a ExxonMobil passou de 2 blocos para 25 blocos, também fortalecida com essa parceria de longo prazo com a Petrobras e outros parceiros… Hoje é um grande dia para o Brasil”, disse a presidente da ExxonMobil no Brasil, Carla Lacerda. O secretário do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), que representa as petroleiras no Brasil, Antonio Guimarães, foi na mesma linha.

“Atraiu todos os maiores ‘players’ que têm capacidade de atuar no pré-sal. Todo o trabalho que o governo fez na estrutura regulatória traz esse bom resultado”, completou Guimaraes.

Fonte: Marta Nogueira e Rodrigo Viga Gaier / Reuters

3- Diretoria da ANP apresenta, a representantes do mercado, TPC sobre periodicidade do repasse dos reajustes dos combustíveis
Diretores da ANP em encontro com representantes do mercado de combustíveis – Crédito: Divulgação ANP
A Diretoria da ANP apresentou hoje (06/06), a representantes do mercado de combustíveis, a Tomada Pública de Contribuições (TPC) que será realizada pela Agência com o objetivo de obter contribuições da sociedade para a elaboração de uma resolução sobre periodicidade do repasse dos reajustes de preços de combustíveis.

O objetivo da reunião foi reforçar o diálogo com os agentes do mercado de distribuição e revenda, ressaltando a importância do recebimento de informações de todo o setor para a publicação da resolução, além de reafirmar os valores e princípios de livre mercado. Participaram do encontro 20 integrantes de entidades como Fecombustíveis, Plural, Brasilcom, SindTRR, Sindigas, Petrobras, BP, NFX Combustíveis, Petrobahia, Abicom, Alesat e Refit.

“As ações da Agência visam à existência de um mercado livre, aberto, diversificado e competitivo”, afirmou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, durante a reunião.

O objetivo da TPC é a coleta de dados, informações e evidências que contribuam para a elaboração da resolução da ANP. O processo será realizado entre 11 de junho e 2 de julho e é aberto a órgãos e entidades dos poderes da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, a todo mercado petrolífero, aos consumidores, a segmentos técnicos e ao público interessado no tema.

Fonte: Divulgação ANP

4-Alvopetro anuncia reservas de gás em seus campos no Recôncavo
A Alvopetro anunciou volume de reservas 2P de 5,7 milhões de barris de óleo equivalente, avaliadas em US$ 124 milhões, oriundas dos campos de Caburé e Gomo, ambos de gás, na Bacia do Recôncavo. A produção de gás no campo de Gomo ainda será ligada a Caburé e à UPGN, por meio de um gasoduto de transferência de 8 km, no final de 2019.

As reservas do campo de Caburé foram avaliadas com base nos termos de unitização e desenvolvimento do campo, executado em abril deste ano, junto com a Imetame. A Alvopetro possui participação de 49,1% e a Imetame 50,9% no campo, que terá todos os poços completados até o final de 2019 e uma produção estimada em 45 m³/dia.

As reservas assinadas tanto pelo campo de Caburé quanto pelo campo de Gomo possuem como base o acordo de longo termo (GSA) feito com a Bahiagás. A venda de gás prevista no acordo é de 50 m³/dia e o preço calculado pela venda foi de US$ 6,54/MMbtu, em fevereiro deste ano, valor que será ajustado em agosto.

Fonte: Brasil Energia/ Por Ana Luísa Egues

5- A INDÚSTRIA NAVAL ESPERA AUMENTAR AS OBRAS COM NOVAS CONTRATAÇÕES AINDA EM 2018
A indústria naval brasileira prevê retomar o fôlego a partir da publicação de uma medida provisória pelo governo federal, o que deve acontecer até junho deste ano, que permitirá a destinação de recursos do Fundo da Marinha Mercante (FMM) para que a Marinha do Brasil encomende embarcações a estaleiros do país.

De acordo com o SINAVAL (SIndicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore), há uma expectativa para a contratação de quatro corvetas e 20 navios patrulha. O FMM, do Ministério dos Transportes, Portos e Aviação Civil, já financiou R$ 9,39 bilhões, de 2010 até hoje, para a construção de 27 embarcações de cabotagem. Atualmente, tem recursos investidos em seis embarcações dessa modalidade que estão em construção.

A retomada da Indústria naval prevê recuperar o fôlego ainda em 2018. Os preparativos já começaram para o principal evento da América do Sul dedicado aos setores da construção naval, manutenção e operações, a Marintec South America, que chega à sua 15ª edição, em 2018, com o objetivo de propor o debate de soluções e definir diretrizes para reaquecer a atividade da indústria naval e offshore no Brasil e no continente sulamericano.

O evento acontece de 14 a 16 de agosto, no Centro de Convenções SulAmérica, Rio de Janeiro (RJ).

Para fomentar a discussão e a interação entre toda a cadeia da indústria naval, a Marintec definiu uma programação para o ciclo de palestras que acontece durante o evento que abrange o cenário atual do setor de Oil & Gas; agronegócios, portos e terminais, políticas públicas, a situação dos estaleiros brasileiros, conteúdo local, gestão ambiental e o Novo Repetro, entre outros. Além de abordar o mercado e a sua dinâmica, a programação também tem uma vertente técnica, com seminários profissionalizantes e treinamentos exclusivos – todos com certificado – para capacitar e atualizar profissionais do setor

Fonte; Petronoticias

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOS
1- QGEP ganha prazo maior para exploração na Foz do Amazonas
A ANP decidiu restituir 359 dias ao primeiro período exploratório do contrato de concessão FZA-M-90_R11, detido pela QGEP (operadora, com 100%). Com isso, o término do Primeiro Período Exploratório passa de 30/08/2018 para 24/08/2020 e o do segundo período de 30/08/2021 para 24/08/2022.

A exploração de óleo e gás na Foz do Amazonas ainda guarda uma incerteza muito grande. Recentemente, o Ibama rejeitou, pela quarta vez, o estudo de impacto ambiental da Total na região, solicitando novas informações. Além disso, o Ministério Público Federal no Amapá, recomendou ao órgão ambiental não prosseguir com a liberação da licença.

A razão da dificuldade em liberar a exploração na região está associada à presença de estruturas biogênicas nas proximidades dos polígonos dos blocos exploratórios. Ainda não se sabe quais são os impactos que a atividade pode ter nessas cadeias.

Além da QGEP e Total, estão como operadoras na região a BP, Petrorio e Ecopetrol. Todas as áreas são da 11ª rodada, realizada em 2013.

Pará-Maranhão
A agência também decidiu restituir 714 dias ao primeiro período exploratório dos contratos de concessão PAMA-M-265_R11 e PAMA-M-337_R11. Com isso, o término passa de 15/05/2019 para 28/04/2021 e o do segundo, de 15/05/2022 para 28/04/2024.

Fonte: Brasil Energia/ Por Roberto Francellino

2- Decifrando Mensagens Mistas da OPEP Sobre Produção de Petróleo
Depois que os preços do petróleo deram uma tregua na semana passada com a notícia de que a Opep e a Rússia estavam caminhando para aumentar a produção em até 1 milhão de barris por dia, os grandes produtores de petróleo agora parecem estar retrocedendo – ou pelo menos entregando mensagens contraditórias.

Esse tipo de postura provavelmente é projetado para evitar oscilações de preços como o mercado viu há dez dias e não deve ser interpretado como uma indicação firme do que a OPEP fará em Viena em 22 e 23 de junho próximo.

A Arábia Saudita, o Kuwait, Omã e os Emirados Árabes Unidos se encontraram “não oficialmente” no Kuwait no último final de semana. Os ministros se recusaram a dizer qualquer coisa sobre a discussão a não ser emitir uma declaração vaga sobre manter sua “cooperação existente e continuar o esforço bem-sucedido realizado pelos países participantes”. A maioria dos observadores da OPEP interpretaria essa declaração como uma indicação de que o Golfo Pérsico Os jogadores de potência não apoiam o aumento da produção de petróleo na próxima reunião da OPEP.
No entanto, os ministros acompanharam esta declaração com um apelo para “sustentar a parceria atual, a fim de adaptar continuamente a dinâmica do mercado em curso na busca dos interesses dos consumidores e produtores. ”

Esta declaração indicaria que os produtores do Golfo são, de fato, abertos ao aumento da produção, conforme indicado pelas condições de mercado. O mercado de petróleo está cada vez mais apertado à medida que a produção de petróleo da Venezuela continua a cair, mais refinarias globais indicam que planejam suspender as compras de petróleo iraniano, e o petróleo dos EUA continua enfrentando gargalos no Texas e na Dakota do Norte.

Por fim, os ministros enfatizaram que os níveis de investimento em projetos de petróleo ainda não retornaram aos níveis necessários para atender à demanda futura. A Arábia Saudita, em particular, enfatizou esse benchmark como chave para a recuperação do mercado de petróleo após o colapso dos preços de 2015.
Este é realmente um benchmark sem sentido para os ministros confiarem.

Mesmo com mais receita de preços mais altos do petróleo, algumas empresas podem optar por aumentar os dividendos que oferecem aos acionistas ou decidir investir em projetos de menor capitalização nas regiões de óleo de xisto. Não há como prever qual será esse número mágico de “investimento estimulante”.

Essas declarações foram provavelmente intencionalmente vagas e planejadas para neutralizar as declarações feitas no recente Fórum Econômico de São Petersburgo, que indicavam que a OPEP e a Rússia estavam muito interessadas em aumentar a produção. Essas declarações, por si só, reduziram os preços do petróleo, enquanto a reunião do Kuwait no último sábado não pareceu impactar os preços do petróleo.

A Rússia também está cuidando de suas declarações esta semana. O ministro russo do Petróleo, Alexander Novak, está planejando se reunir com companhias petrolíferas russas para discutir o aumento da produção nesta semana. A Lukoil (OTC: LUKOY ), segunda maior produtora de petróleo da Rússia, atrás da Rosneft (OTC: OJSCY ), já indicou que apóia o afrouxamento dos limites de produção e que outros produtores russos de petróleo também devem apoiar o aumento da produção. Ao mesmo tempo, porém, Novak refreou nesta exuberância com um comunicado na terça-feira, onde ele disse que quaisquer ajustes possíveis na produção dependeriam da demanda.

Enquanto isso, a Aramco elevou a maior parte dos preços dos contratos de petróleo de julho para clientes na Ásia, no noroeste da Europa e no Mediterrâneo. Isso não deve ser lido como uma indicação de que a Arábia Saudita não pretende aumentar a produção neste verão. Contratos futuros de petróleo são precificados com base nas condições atuais do mercado e, se a OPEP + aumentar a produção, a Aramco provavelmente responderá a quaisquer mudanças de preço nos contratos de agosto, setembro e outubro.

Em vez de ler essas mensagens contraditórias e declarações de boca fechada como indicações de que a Opep + não pretende aumentar a produção em sua reunião de junho, os observadores do mercado deveriam simplesmente ver os produtores tentando evitar oscilações bruscas de preços, já que eles mantêm suas características prévias. reuniões de discussão.

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