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em jogo

O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, defendeu que a redução nas metas de produção no plano estratégico para 2025 não significa que a Petrobras será uma empresa “menor”.

— “Privilegiamos valor sobre volume. Nosso objetivo não é maximizar volume, é maximizar valor”, afirmou. A companhia decidiu que vai focar na aprovação de projetos viáveis em um cenário de barril de petróleo abaixo de US$ 35.

— O investimento projetado até 2025 é de US$ 55 bilhões, ante US$ 75 bilhões do plano 2020-2024. Do total, US$ 46 bilhões (84%) serão destinados ao E&P. A meta é produzir 2,75 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/dia) em 2021 e 3,3 milhões de boe/dia em 2025. Antes, eram 3,5 milhões de boe/dia em 2024.

Os investimentos do novo plano de negócios foram detalhados nesta segunda (30). Veja a apresentação (.pdf)

Premissas. O novo ciclo de investimentos está baseado em preço do Brent, na média, de US$ 45 até 2022 e de US$ 50, até 2025, permanecendo nesse patamar no longo prazo. A companhia trabalha com preço de equilíbrio de US$ 20 por barril.

— Pretende alcançar um custo de extração de US$ 5,2 por boe, entre 2021 e 2025. Entre 2015 e 2019, a média foi de US$ 9 por barril. No pré-sal, a expectativa é chegar a US$ 3,8 por boe, ante a média de US$ 4,3 entre 2015 e 2019.

— Levou em consideração uma taxa de câmbio de R$ 5,50 em 2021 e de R$ 4,69 em 2022, caindo progressivamente três anos seguintes para R$ 4,46, R$ 4,28 e R$ 4,07, respectivamente.

FPSOs. Cronograma foi afetado pela pandemia e a capacidade dos estaleiros na China, onde são construídas seis das sete FPSOs já contratadas. A adição de capacidade para 2021 será de 360 mil barris/dia, com Mero 1 e Sépia, e de 150 mil barris/dia em 2022, com Búzios 5.

— No total, serão 13 novas FPSOs, três delas próprias. Recentemente, a companhia decidiu utilizar a P-71 em Itapu (2023) e vai construir as P-78 e P-79 para Búzios (2025).

— Marlim 1 e Parque das Baleias, na Bacia de Campos, foram adiadas em um ano, respectivamente, para 2023 e 2024. Com a transferência da P-71 para Itapu, o projeto no pré-sal foi antecipado e a instalação de uma nova unidade em Tupi (ex-Lula), na Bacia de Santos, saiu do plano – companhia vai avaliar se o adensamento da malha de Tupi demandará ou não uma nova FPSO.

— Também não consta no plano para 2025 o projeto de Sergipe-Alagoas (águas profundas, gás natural e petróleo leve). Além da conclusão da delimitação dos campos e contratação da plataforma, o projeto demanda infraestrutura em terra para ecoar e processar o gás natural.

Descomissionamento. US$ 4,6 bilhões serão destinados para desativação de 18 unidades e 1.000 km de risers e linhas até 2025, sendo US$ 2,2 bilhões até 2022. Mais da metade do orçamento está na Bacia de Campos (11 unidades) e 17% no Espírito Santo (Cação 1, 2 e 3, além do FPSO Capixaba).

Desinvestimento. A Petrobras pretende levantar de US$ 25 bilhões a US$ 35 bilhões com a venda de ativos, mais do que no plano anterior (US$ 20 bilhões a US$ 30 bilhões).

— A venda da Gaspetro vai mudar. A Mitsui, sócia da Petrobras com 49% da subsidiária, também quer deixar o ativo e a Petrobras estuda a venda conjunta das participações. Recentemente, a Compass Gás e Energia, do grupo Cosan, tentou comprar o controle da Gaspetro, mas a operação esbarrou no Cade.

— Falta definir o modelo para venda da participação da Petrobras na Braskem e das rotas de gasodutos. A venda das ações remanescentes na BR Distribuidora segue no plano.

— Maios parte dos projetos está definido: venda dos campos em terra e águas rasas, refinarias (vai manter apenas cinco, todas no Sudeste, com capacidade para processar 1,5 milhão de barris por dia), e infra associada de terminais terrestres e aquaviários e dutos.

— A meta é deixar, por exemplo, de operar dutos e terminais na região Norte. Vai manter boa parte dos ativos logísticos no Sudeste e alguns pontuais em outras regiões.

Para ler mais: Petrobras vai buscar novo formato para a venda da Gaspetro e não deve conseguir concluir a transferência de todas as refinarias incluídas em seu plano de desinvestimentos até o fim de 2021.

— A expectativa é fechar o contrato de venda da RLAM, na Bahia, com o fundo Mubadala, de Abu Dhabi, até janeiro. Na próxima semana, devem chegar as ofertas vinculantes para a Repar, no Paraná, a Refap, no Rio Grande do Sul.

— Os contratos de venda dessas unidades devem ser assinados até o fim do primeiro trimestre. A transferência dos três ativos aos novos donos vai ocorrer nove meses após a assinatura dos contratos.

Comperj. Rebatizado para Polo GasLub, o antigo Comperj vai receber cerca de US$ 590 milhões até 2025, 16% do orçamento de investimento no refino.

— No total, serão aportados US$ 3,7 bilhões no período para instalação de novas unidades de HDT (hidrotratamento catalítico) em Reduc, Revap e Replan e uma HCC (hidrocraqueamento catalítico) em Itaboraí, para produção de lubrificantes mais avançados.

A cobertura da agência epbr começa às 11h, com a entrevista ao vivo com Márcio Félix, CEO da EnP, no Backstage Rio Oil & Gas 2020. Serão mais de 30 entrevistas ao longo dos três dias de evento. Veja a programação completa

Os preços do petróleo saltaram 27% em novembro, o maior salto desde o desastre da primavera de 2020 no Hemisfério Norte, quando os preços do WTI caíram para território negativo pela primeira vez na história. Contudo, nessa segunda (30/11), o petróleo fechou em queda.

— O Brent fechou o dia em queda de 0,6%, a US$ 48,18 o barril. No mês, o Brent registrou alta de 28%, seu melhor mês desde uma alta de 95% em maio, em relação às baixas de abril.

— O WTI registrou baixa de 0,4% no dia, com o barril a US$ 45,34. No mês, o ganho do WTI foi de 27%, também a melhor recuperação desde maio.

— A recuperação foi causada por um excesso de notícias positivas sobre as vacinas para a Covid-19, incluindo a possibilidade de os norte-americanos receberem suas primeiras doses antes do Natal. Outro fator que sustenta a alta é a expectativa de que a Opep+ interrompa os aumentos na produção para preservar o impulso do mercado, embora a entidade tenha adiado a decisão para o fim desta semana. Investing.com

A Aveva assinou contrato com a Shell para fornecer soluções de software, acelerando a transformação digital da petroleira. A Aveva irá fornecer sua tecnologia de Data Warehouse de Engenharia, um dos componentes do gêmeo digital.

— Isso permitirá uma continuidade digital entre Engenharia, Operações e Manutenção, bem como a capacidade de fornecer informações com segurança e provenientes de uma única fonte para os tomadores de decisão em todas essas funções críticas.

A ANP iniciou nessa segunda (30/11) consulta pública da minuta de resolução que altera a Resolução ANP nº 791/2019, para incluir a previsão de redução das metas anuais individuais do distribuidor de combustíveis no RenovaBio decorrente da retirada de circulação do mercado de Créditos de Descarbonização (CBIOs) por agentes econômicos não obrigados e pessoas físicas.

— A minuta tem a finalidade de incluir na Resolução nº 791/ 2019 a previsão de reduzir as metas anuais individuais atribuídas aos distribuidores, descontando os CBIOs aposentados por parte não obrigada entre os dias 1º de outubro do ano anterior e 30 de setembro de cada ano.

A União das Indústrias de Cana-de-Açúcar (Unica) estima que, diante das vendas de etanol programadas até o fim do ano, a oferta potencial de Créditos de Descarbonização (CBios) será de 18 milhões de títulos, 15% acima da meta que as distribuidoras têm de cumprir para comprovar o atendimento ao programa RenovaBio neste ano.

— Até o momento, a quantidade de CBios na B3 supera 15 milhões, levemente acima da meta que as distribuidoras têm que cumprir neste ano, de 14,89 milhões de certificados – contando a meta de 2020 e a da última semana de 2019.

— O sistema da B3 aponta que 8,6 milhões de CBios já foram comprados por distribuidoras, e outros 6,3 milhões de títulos estão na mão dos emissores.

— As distribuidoras argumentam que os produtores estão “represando” as vendas dos CBios, mesmo com mais títulos escriturados para oferta do que a meta, em busca de preços mais altos. Isso fez com que a Brasilcom, associação que reúne majoritariamente distribuidoras regionais, entrassem na Justiça para reduzir a meta anual para 25% do total inicialmente previsto. Valor

Os etanóis anidro e hidratado fecharam em baixa na semana de 23 a 27 de novembro pelo Indicador Cepea/Esalq, da USP. A maior baixa ocorreu no hidratado, cujo litro foi comercializado na última semana por R$ 2,0707, ante R$ 2,0744 da semana anterior, baixa de 0,18% no comparativo entre os períodos. A baixa interrompeu uma sequência de duas semanas em alta.

— Já o anidro foi negociado na última semana por R$ 2,4184 o litro, ante R$ 2,4205 o litro da semana de 16 a 20 de novembro, baixa de 0,09% no comparativo entre as semanas. Foi a segunda semana seguida de baixa do indicador. Agrolink

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