Petroleiras devem voltar a cortar gastos com preços baixos de óleo

Americana Exxon Mobil, a anglo-holandesa Shell, a britânica BP e a francesa Total já responderam reduzindo investimentos em 2015, de 10 a 15%

As principais empresas de petróleo do mundo podem precisar de cortes de gastos mais profundos na exploração e produção de gás natural, enquanto lutam em um longo período de preços baixos da commodity.

A expectativa é que a indústria deva revelar um outro conjunto de resultados sombrios para o primeiro trimestre do ano, quando os preços do Brent registraram média de US$55 por barril, quase a metade do nível de um ano atrás.

A americana Exxon Mobil, a anglo-holandesa Shell, a britânica BP e a francesa Total já responderam reduzindo investimentos em 2015, de 10 a 15% , atrasando e eliminando projetos e reduzindo custos operacionais.

Apesar da sensação entre alguns executivos da indústria de que os preços do petróleo podem já ter atingido seus pontos mais baixos de 2015, após um declínio na produção dos Estados Unidos, podem ser necessários novos cortes.

A Exxon, maior petroleira listada do mundo, reduziu seus investimentos em 2015 em 12 por cento, para 34 bilhões de dólares.

"Vamos ver ao longo do ano se vamos manter esse capex ou não, nós estamos vendo uma grande eficiência de custos", afirmou o presidente-executivo Rex Tillerson em uma conferência.

Analistas do HSBC destacaram BP, Chevron, Statoil e Total por terem uma "gestão agressiva olhando para explorar este período para melhorar os retornos de longo prazo."

"Algumas das empresas veem o ambiente atual não como uma ameaça, mas como a melhor oportunidade para uma redefinição da economia de projetos em mais de 10 anos", disse o HSBC, em nota. "Como resultado, nós acreditamos que as reduções de capex que estamos vendo neste ano podem ser apenas o começo."

De acordo com analistas da Jefferies, grandes petroleiras atualmente precisam de um preço médio de petróleo de 78 dólares por barril para cobrir investimentos e dividendos a partir de fluxos de caixa orgânicos. Não se espera que as companhias de petróleo cubram dividendos por meio de fluxos de caixa orgânico (excluindo aquisições), até 2017.

Dividendos

As sete grandes empresas mundiais de petróleo devem relatar um declínio nos resultados de cerca de 57 por cento, ante um ano antes, enquanto os ganhos por ação deverão cair em cerca de 27%, de acordo com a Jefferies.

Apesar da queda esperada na receita, analistas acreditam que a maioria das grandes petroleiras tendem a manter os pagamentos de dividendos a investidores após o aumento da dívida para US$ 31 bilhões no início de 2015.

A italiana Eni é a única grande petroleira que deve cortar dividendos. BP, Total e Shell prometeram manter seus pagamentos anuais, enquanto a BP e Total também estão oferecendo "scrip dividends", que permitem que os investidores comprem ações a um preço reduzido, em vez de receber o dividendo.

Fonte: Brasil Econômico

Produção de petróleo e gás natural da Petrobras cai no Brasil

A Petrobras anunciou na quinta-feira, 16/04, que sua produção total de petróleo e gás natural no Brasil em março foi de 2,574 milhões de barris de óleo equivalente (boed), volume 1,4 por cento inferior ao de fevereiro, porém 10,4 por cento acima do volume de março do ano passado.

A produção total operada pela companhia no Brasil, incluindo a parcela operada para as empresas sócias, foi de 2,834 milhões de boed, 0,7 por cento inferior ao patamar registrado em fevereiro.

A produção de petróleo operada no país foi de 2,297 milhões de bpd, 0,9 por cento inferior à do mês anterior.

Segundo a companhia, a redução na produção em março deveu-se, principalmente, à parada temporária da plataforma P-58, que entrou em operação em 17 de março de 2014 e passa por fase final de testes e ajustes. "De 18 de março a 8 de abril de 2015, a Petrobras paralisou a produção da unidade para fazer manutenções preventivas e melhorar a eficiência operacional de alguns sistemas", afirmou a companhia em comunicado.

A produção própria de gás natural no Brasil, excluído o volume liquefeito, foi de 74 milhões de metros cúbicos por dia em março, mesmo patamar do mês anterior.

Também em março, a produção operada pela Petrobras na camada pré-sal das bacias de Santos e Campos, incluindo a parcela operada para as sócias, atingiu média mensal recorde de 672 mil barris de petróleo por dia (bpd), 0,5 por cento acima do recorde anterior, de 669 mil bpd em janeiro.

Esse volume representa um crescimento de 70 por cento em relação à produção de março de 2014.

Fonte: Exame

Plataforma P-61 entra em produção em Papa Terra, no RJ

"Iniciamos a produção da plataforma P-61, no campo de Papa-Terra, localizado no extremo sul da Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, a 110 quilômetros da costa brasileira e em profundidade d’água que varia de 400 a 1.400 metros.

A plataforma P-61, instalada em profundidade d’água de 1.200 metros, completa o sistema concebido para produzir no campo de Papa-Terra, onde está instalado também o FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo) P-63, que iniciou sua produção em 11 de novembro de 2013.

Na P-61, serão interligados 13 poços produtores, sendo o poço denominado PPT-16, atualmente em produção, o primeiro dessa plataforma. Na P-63, estão atualmente interligados cinco poços produtores e seis poços injetores. Outros cinco poços injetores ainda serão interligados.

A produção da P-61 é transferida por meio de linhas flexíveis para o FPSO P-63, que tem capacidade para processar 140 mil barris por dia (bpd) e 1 milhão de metros cúbicos (m³) de gás, além de capacidade para injetar 340 mil barris de água. O petróleo é escoado do campo por meio de navios aliviadores e o gás, excedente ao consumo nas plataformas, é injetado em reservatório adjacente ao campo.

A plataforma P-61, do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform), está conectada a uma plataforma de apoio (Tender Assisted Drilling) e equipada com uma sonda de perfuração e completação de poços. Essa é a primeira vez que uma plataforma desse tipo opera no Brasil. Os poços da P-61 são do tipo completação seca, ou seja, as válvulas de controle do poço ficam na plataforma, ao invés de no fundo do mar.

Os poços produtores da P-63 são conectados à plataforma através de dutos flexíveis submarinos com aquecimento elétrico conhecidos por IPB (Integrated Production Bundle) e os 18 poços de produção do campo contam com bombas centrífugas submersas.

A parte superior da P-61 ( topside) foi construída no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura. O casco e a operação de “mating” (etapa de união do casco com o topside) foram concluídos no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro.

A presença de reservatórios com petróleo de graus API entre 14 e 17 e a extensa profundidade d’ água fazem do desenvolvimento do campo de Papa-Terra um dos nossos projetos mais complexos, exigindo a incorporação de diversas soluções inovadoras.

Operamos o campo de Papa Terra (62,5%) em parceria com a Chevron (37,5%). A participação da Chevron no desenvolvimento do campo tem sido importante em função de sua experiência nesse tipo de projeto."

Fonte: Fatos e Dados

Preço do petróleo cai abaixo de US$ 50 pela primeira vez desde maio de 2009

Barril do tipo leve americano foi negociado a US$ 49,95. O Brent também bateu recorde histórico

O preço do barril do petróleo do tipo tipo leve americano caiu nesta segunda-feira abaixo de US$ 50 em Nova York pela primeira vez desde 1º de maio de 2009. O barril para entrega em fevereiro foi negociado a US$ 49,95. Depois, subiu a US$ 50,20. Já o barril do tipo Brent, negociado em Londres, com vencimento em fevereiro era negociado a US$ 54,95, às 9h55 (horário de Brasília), um recuo de 2,6%, após ter tocado patamar mínimo de US$ 54,85 o barril, também o menor nível desde 2009.
É a terceira sessão seguida de queda dos preços do petróleo. Na semana passada, a cotação do Brent caiu 5,1%. Considerando o ano de 2014, o recuo foi de 48%, o maior desde a eclosão da crise financeira global em 2008, em boa parte devido à resistência da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) em cortar a produção numa guerra por participação de mercado com os produtores americanos de gás não convencional.
O cartel de 12 membros, responsável pelo fornecimento de cerca de 40% do petróleo do mundo, produziu em dezembro acima de sua meta pelo sétimo mês seguido, segundo pesquisa da Bloomberg News.

Nesta segunda-feira, os mercados reagiam às notícias de que a produção de petróleo da Rússia, um dos maiores exportadores de petróleo e gás do mundo, alcançou no ano passado a maior volume da era pós-soviética, com uma média de 10,58 milhões de barris diários (bpd), uma alta de 0,7%, segundo o governo. Já as exportações do Iraque, o segundo maior exportador da Opep, em dezembro foram as maiores desde 1980, segundo informou o Ministério do Petróleo do país.

EUA AFETADOS

Há apenas dois meses, a Continental Resources, a empresa prospectora de gás não convencional fundada pelo bilionário Harold Hamm, considerou uma cotação de petróleo a US$ 80 o barril para fazer seu orçamento e planejou investir US$ 4,6 bilhões em 2015. Seis meses mais tarde, com uma queda do preço do petróleo de 29% nesse ínterim, a Continental cortou seu orçamento para 2015 a US$ 2,7 bilhões.
Já a Halliburton, o maior fornecedor de serviços de fraturamento hidráulico para empresas petrolíferas, anunciou em 11 de dezembro passado que vai demitir mil empregados. Dois meses antes, o presidente e diretor-executivo Dave Lesar afirmara que “nosso setor estará bem” se o preço do petróleo oscilar entre US$ 80 e US$ 100 o barril.

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O boom do setor de gás não convencional nos Estados Unidos, que colocou o país mais perto do status de autossuficiência energética, será desafiado este ano como nunca antes. O preço padrão do WTI caiu abaixo de US$ 60 o barril, o crescimento da demanda está perdendo força e a Opep, que controla 40% da produção petrolífera mundial, resiste a cortar o volume produzido.

— A extensão e a rapidez da queda do preço foi uma surpresa — disse Andy Lipow, presidente do Lipow Oil Associates, uma firma de consultoria em energia de Houston. — O setor está encarando uma nova realidade.
Depois de ter alcançado o pico de US$ 107,73 em junho de 2014, a cotação do WTI caiu a US$ 51,46 nesta segunda-feira, na Bolsa Mercantil de Nova York. Este patamar está abaixo do ponto de equilíbrio que torna o investimento em gás não convencional economicamente viável em 37 dos 38 campos de exploração, segundo dados da Bloomberg. A RCB Capital Markets e a CIBC World Markets preveem que os preços continuarão abaixo dos US$ 60 no primeiro trimestre de 2015. Já Michial Wittner, da a Société Générale, prevê uma média de US$ 64,50 no primeiro trimestre e US$ 61,50, no segundo.

Fonte:  Bloomberg News

Reservas de petróleo da PSA dobram sem maior aporte

A Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA) viu dobrar o volume de reservas de petróleo que deve gerir desde a sua criação oficial, em agosto de 2013, sem que o seu orçamento tenha acompanhado o crescimento da atividade. Em 7 de outubro, o Congresso espera aprovar o Projeto de Lei 004/2014 que, entre outros pontos, destina R$ 50 milhões do bônus de assinatura do campo de Libra à estatal do pré-sal. Mas essa não é uma garantia de que o dinheiro chegará ao caixa imediatamente.

O Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão informou que, por lei, tem até 31 de dezembro para liberar a verba. Até agora, o atraso não paralisou as atividades, mas o presidente da PPSA, Oswaldo Pedrosa, afirmou que a empresa "depende desse recurso para desenvolver as atividades", durante a feira e conferência Rio Oil&Gas.; Ele disse também estar confiante na liberação da verba.

Nesse meio tempo, desde a sua criação, as reservas geridas pela estatal do pré-sal não param de crescer. Inicialmente, o intervalo estimado era de 8 a 12 bilhões de barris, referentes ao campo de Libra. Agora, chega a um volume de 18 bilhões a 27 bilhões de barris. Além de Libra, foi incluída entre as atribuições da PPSA cuidar dos interesses da União nas quatro áreas do excedente da cessão onerosa dos campos de Búzios, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi e Florim, contratadas à Petrobras. O volume envolvido é de mais 10 bilhões a 15 bilhões de barris. Por enquanto, o trabalho relativo ao excedente da cessão onerosa, que está sendo executado em parceria com outros órgãos do governo, envolve apenas a elaboração do contrato que será firmado com Petrobrás.

Há ainda uma reserva expressiva que, embora ainda não tenha sido estimada, tem exigido muito trabalho da estatal. São as relativas às áreas envolvidas em processo de individualização da produção. Até a semana passada, estavam nas mãos da PPSA para análise cinco casos do tipo. Esse número, no entanto, crescerá rapidamente para 12. Às áreas já em avaliação serão somadas outras sete que ainda estão com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A agência recebe os comunicados das empresas que acham petróleo no pré-sal ao explorarem suas áreas no pós-sal e, em seguida, repassa as informações para a PPSA avaliar as condições possíveis de produção de petróleo em cada caso.

Criada oficialmente em 2 de agosto sob a forma de sociedade anônima de capital fechado, a PPSA contou com R$ 15 milhões de aporte do governo neste ano. O decreto de criação prevê que o seu orçamento será composto por uma parcela do bônus de assinatura dos campos do pré-sal, como o de Libra, e também do lucro da produção, a ser definido para cada área.

O bônus de Libra foi pago no fim do ano passado pelo consórcio vencedor. Mas, para que a fatia do recurso que cabe à estatal do pré-sal chegue ao seu caixa, depende ainda da aprovação de projeto de lei por uma Comissão Mista do Congresso que tem o deputado Claudio Puty (PT-PA) como relator. No dia 2 de julho deste ano, ele aprovou a proposta do Ministério do Orçamento. Mas o cronograma de votação, que deveria ter sido concluído em julho, prevê ainda mais uma sessão para discussão pelos parlamentares, o que deve acontecer no próximo dia 7, para que, em seguida, o projeto seja encaminhado ao plenário.

Agência Estado