AÉCIO 45

Petrobras ganha R$ 16 bilhões de valor e opções sobem 400%; Cesp cai 4% com chuva

Com queda de Dilma nas pesquisas, estatais e Bradesco ganharam R$ 27,8 bilhões de valor de mercado; JB Duarte e BR Insurance também se destacam
infomoney.com.br/mercados/acoes-e-indices/noticia/3391761/petrobras-ganha-bilhoes-valor-opcoes-sobem-400-cesp-cai-com

Produção no pré-sal bate novo recorde e alcança 428 mil barris de petróleo por dia

Rio de Janeiro, 17 de abril de 2014 – Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras informa que a produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras, na chamada Província Pré-Sal, nas Bacias de Santos e Campos, atingiu, no dia 15 de abril, o patamar de 428 mil barris de petróleo por dia (bpd), o que configura um novo recorde de produção diária.

O presente recorde de produção resultou do crescimento da produção da plataforma P-58, cuja operação foi iniciada em 17 de março de 2014 no complexo denominado Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos. A P-58 já produz cerca de 50 mil bpd, por meio de três poços, todos da camada pré-sal. A Petrobras detém 100% dos direitos na área.

O novo patamar de produção foi obtido por meio de 24 poços produtores, sendo 15 poços na Bacia de Campos e nove na Bacia de Santos. Esses poços produziram, respectivamente, 222 mil bpd e 206 mil bpd.

Até o final de 2014 entrarão em operação mais 15 poços produtores, sendo 11 na Bacia de Santos e quatro na Bacia de Campos.

Desse total, dois poços serão interligados ao FPSO Cidade de São Paulo, cinco ao FPSO Cidade de Paraty, um à plataforma P-48 e três à plataforma P-58. Todos esses sistemas de produção já estão instalados e em operação. Adicionalmente, dois novos poços serão interligados ao FPSO Cidade de Ilhabela e outros dois ao FPSO Cidade de Mangaratiba. Essas plataformas serão instaladas e entrarão em operação no segundo semestre deste ano.

Atenciosamente,

Relacionamento com Investidores.

Ótimo post do Tijolaço. Olha que nem sou fã deles, mas neste eles mandaram super bem!

Replicando abaixo:

Gasolina sobe 5 centavos na refinaria. Vamos ver quanto na bomba…
29 de Novembro de 2013 | 19:51

Afinal, o tão especulado reajuste dos preços do combustível saiu.
E a Petrobras vai, de novo, levar a culpa por uma aumento de preços que vai para todo mundo, muito mais do que para ela.
Porque, de verdade, a Petrobras recebe apenas, em média, 36% do preço pago pelo consumidor que abastece seu carro.
Os governos estaduais levam, sem produzir nem uma gota de nada, 28% de ICMS.
O etanol misturado à gasolina fica com 12%.
8% são PIS e Cofins, únicos impostos federais, já que foi zerada a alíquota da Cide, a Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico.
E os 16 por cento restantes ficam para cobrir custos e margem de lucro de distribuidores e revendedores.
Os 4% de reajuste anunciados hoje representam cinco centavos por litro.
Um oitavo da diferença do preço da gasolina cobrado num posto da Avenida Brasil, no Rio, a R$ 2,80, para um posto junto à Lagoa Rodrigo de Freitas, onde custa R$ 3,20.
Mas, na hora de reajustar, vocês vão ver se o preço vai subir cinco centavos, ou sete, como deveria ser contando a alíquota de imposto.
Está mais do que na hora da Petrobras fazer uma campanha de esclarecimento para mostrar quem ganha o que no preço da gasolina.
Acho bacana os anúncios das tartarugas que ela salva no Projeto Tamar, mas seria bom investir também no esclarecimento do pessoal que fica achando que ela é a vilã do preço da gasolina.
E a nossa imprensa, que fez tanta campanha para que as notas fiscais passem a discriminar o valor do imposto, bem que podia fazer uma tornando obrigatório colocar no postos a discriminação dos preços que compõem o valor final do combustível.
Garanto que vai ter muita gente desejando a volta do tabelamento governamental.
Afinal, a transparência deve valer para todos.
tijolaco.com.br/blog/?p=10661

Produção de petróleo e gás natural em fevereiro

Rio de Janeiro, 31 de março de 2014 – Petróleo Brasileiro S.A. – A Petrobras informa que a produção total de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil, em fevereiro, foi de 2 milhões 327 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), 0,7% acima do volume produzido em janeiro, que foi de 2 milhões 310 mil boed. Incluída a produção operada pela Petrobras para seus parceiros no Brasil, o volume de fevereiro chegou a 2 milhões 476 mil boed, indicando um aumento de 1,5% na comparação com o mês anterior (2 milhões 438 mil boed).

A produção exclusiva de petróleo da Petrobras no Brasil em fevereiro atingiu a média de 1 milhão 923 mil barris/dia (bopd), superando em 0,3% a produção do primeiro mês de 2014, quando foram produzidos 1 milhão 917 mil bopd. Incluída a parcela operada para as empresas parceiras, a produção de petróleo, no Brasil, chegou a 2 milhões 21 mil bopd, 1,2% acima do volume de janeiro (1 milhão 997 mil bopd).

Recordes no pré-sal

A produção média mensal de petróleo dos campos localizados na chamada província do Pré-sal, nas bacias de Santos e Campos, atingiu, em fevereiro, a média mensal recorde de 385 mil bopd, 7,5% acima do recorde anterior, registrado em janeiro (358 mil bopd). No dia 27, foi batido o recorde diário de extração do pré-sal, com 412 mil bopd.

Em fevereiro, entrou em operação no campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos, o primeiro poço interligado a uma boia de sustentação de riser (BSR), o SPS-77, ligado ao FPSO Cidade de São Paulo. O poço vem apresentando excelente desempenho, configurando-se, atualmente, como o melhor poço produtor do Brasil, e contribuiu para os recordes mensal e diário em fevereiro, com produção de aproximadamente 36 mil barris de óleo por dia. Outras três BSRs serão instaladas ainda no primeiro semestre deste ano, e possibilitarão a continuidade do crescimento da produção da camada pré-sal por meio da interligação de oito novos poços produtores nos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty. Dessa forma, a capacidade máxima de produção e processamento dessas unidades será alcançada até o terceiro trimestre do ano.

Nesses resultados e na projeção para o ano de 2014 estão sendo incorporadas melhorias de desempenho operacional, com impacto positivo no ritmo de implantação dos projetos, como:

• Recorde na redução do tempo de construção de poços (109 dias): realizado no poço SPH-05, em lâmina d´água de 2.126 metros e com profundidade total de 5.334 metros, cuja perfuração teve duração de 60 dias e completação de 49 dias. Essa performance representa um novo recorde para as operações de perfuração e completação no pré-sal, uma vez que o poço concluído com maior rapidez anteriormente havia sido o SPH-4 em 135 dias.

• Instalação da segunda BSR, no FPSO Cidade de Paraty, concluída em apenas um terço do tempo que foi dispendido na instalação da primeira BSR, no FPSO Cidade de São Paulo (redução de 165 para 50 dias).

Paradas de produção temporárias

No mês de fevereiro teve início o processo de desmobilização do FPSO Brasil, no campo de Roncador, cuja produção está sendo finalizada nesta segunda-feira (31/3). Os poços serão sucessivamente remanejados para outras plataformas (P-52 e P-54) que operam no mesmo campo, o que deverá ocorrer até o quarto trimestre de 2014.

Também na Bacia de Campos permaneceu interrompida a produção na plataforma P-20, no campo de Marlim, para efetuar reparos nos danos causados pelo incêndio no sistema de produtos químicos da plataforma. Essa interrupção na produção fez a empresa deixar de produzir cerca de 22 mil bopd. A previsão de retorno é nos próximos dias, após recebimento de todos os laudos e autorizações para reabertura da produção, o que já foi obtido junto à entidade classificadora DNV (Det Norske Veritas) e à Marinha.

O crescimento da produção reportado em fevereiro foi possível mesmo com essas perdas temporárias, além de paradas de produção para manutenção das plataformas PCE-1, no campo de Enchova, e FPSO Cidade de Anchieta, no campo de Baleia Azul, ambos na Bacia de Campos.

Novos poços produtores em fevereiro

Dentre os novos poços que iniciaram produção em fevereiro, destacam-se:

– O poço ABL-78, no campo de Albacora Leste, com 12 mil bopd, produção 43% acima do potencial previsto;

– O poço PRM-09, que permitiu que o campo de Piranema alcançasse o recorde diário de produção de 14,8 mil bopd;

– O poço MRL-220, no campo de Marlim, que agregou 6,8 mil bopd à produção.

Além desses, outros três poços iniciaram operação no campo de Bijupirá-Salema, operado pela Shell, e no dia 23 iniciou-se a produção do campo de Araracanga, na Unidade Operacional do Amazonas (UO-AM), produzindo 400 mil m3/d de gás natural e elevando a produção de líquidos em 100 bopd.

Produção de gás natural

Em fevereiro foram produzidos 64 milhões 85 mil metros cúbicos diários (m³/d) de gás natural no Brasil, indicando um aumento de 2,5% sobre janeiro, quando foram extraídos 62 milhões 517 mil m³/d. Incluída a parcela operada pela Petrobras para as empresas associadas, o volume alcançou 72 milhões 344 mil m³/d e foi 3,1% acima do nível atingido no mês anterior.

Potencial e Eficiência Operacional

O menor declínio do potencial de produção dos campos de Baleia Azul (FPSO Cidade Anchieta) e Jubarte (P-57) contribuiu para os resultados obtidos no mês de fevereiro.

Da mesma forma, a destacada eficiência operacional das unidades de produção P-53 (Marlim Leste), P-52 e P-54 (Roncador), que apresentaram valores de 99,8%, 99,1% e 99,2%, respectivamente, também contribuiu de forma relevante para a produção no mês de fevereiro.

Elevação da produção ao longo de 2014

No último dia de 2013 entrou em produção a plataforma P-55, no Módulo 3 do campo de Roncador, com capacidade de produzir até 180 mil bopd. Continuam em andamento os trabalhos para interligação de novos poços.

No dia 17 de março entrou em produção, no Parque das Baleias, na porção Capixaba da Bacia de Campos, a plataforma P-58, por meio do poço 7-BFR-7-ESS, produtor de reservatório do pré-sal. Esse poço vem apresentando excelente produtividade, com 20 mil barris por dia. Dois novos poços de igual potencial deverão entrar em produção no mês de abril. Com capacidade para 180 mil barris/dia, a P-58 está instalada a cerca de 85 km da costa do

Espírito Santo, em águas com profundidade de 1.400 metros. A ela serão interligados, nos próximos meses, um total de 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal e sete do pós-sal, e nove poços injetores, por meio de 250 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos (equipamentos que transferem o óleo dos poços para a plataforma).

Também no mês de março, iniciou-se a produção do poço JUB-45, conectado ao FPSO Capixaba, com potencial de produção de 18,5 mil bopd. No mesmo mês, teve início a injeção de água no campo de Papa-Terra, localizado ao Sul da Bacia de Campos, por meio da plataforma P-63.

Ainda no primeiro semestre deste ano, começarão a produzir, no pós-sal da Bacia de Campos, as plataformas P-62, no campo de Roncador, com capacidade de 180 mil bopd, e a P-61, no campo de Papa-Terra, que será interligada à plataforma semissubmersível SS-88, unidade de apoio do tipo Tender Assisted Drilling (TAD), que já está no Brasil.

Essas plataformas contribuirão para o crescimento sustentável da produção ao longo de 2014 de 7,5% +/- 1%, conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018.

Produção no exterior

A extração total de petróleo e gás natural no exterior, em fevereiro, foi de 206.712 boed, correspondendo a um aumento de 2,5% em relação aos 201.653 boed produzidos no mês anterior. A produção exclusiva de petróleo foi de 115.279 bopd, 2,5% acima dos 112.462 bopd, produzidos em janeiro.

Esse aumento resultou da entrada em produção dos poços CA-6 e CH-5, nos campos de Cascade e Chinook, no Golfo do México, EUA. Esses dois campos juntos produziram em fevereiro 21.594 bopd contra 15.900 bopd em janeiro (parcela Petrobras). Os campos de Cascade e Chinook ainda estão em desenvolvimento e produzem por meio do primeiro FPSO instalado no Golfo do México americano, com capacidade de produção de 80.000 bpd.

A produção de gás natural no exterior foi de 15 milhões 534 mil m³/d, 2,5% acima do volume produzido no mês de janeiro, que foi de 15 milhões 154 mil m³/d, devido ao aumento da demanda do gás boliviano pelo mercado brasileiro.

Acrescentando o volume do exterior, a produção total da Petrobras de petróleo e gás em fevereiro chegou a 2 milhões 534 mil boed, 0,9% acima do volume extraído em janeiro, que foi de 2 milhões 512 mil boed.

Produção total informada à ANP

A produção total informada à ANP foi de 8.562.438 m³ de óleo e 2.133.196 mil m³ de gás em fevereiro de 2014. Esta produção corresponde à produção total das concessões em que a Petrobras atua como operadora. Não estão incluídos os volumes do Xisto, LGN e produção de parceiros onde a Petrobras não é operadora

Acesse aqui informações completas sobre a produção de fevereiro da Petrobras.

Atenciosamente,

Relacionamento com Investidores.

Plataforma P-58 entra em operação no Parque das Baleias

Rio de Janeiro, 18 de março de 2014 – Petróleo Brasileiro S.A. – A Petrobras informa que a plataforma de produção P-58, conforme previsto no seu Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, entrou em operação nesta segunda-feira, dia 17/3, no complexo denominado Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos, através do poço 7-BFR-7-ESS, produtor de reservatório pré-sal, que apresentou excelente produtividade, conforme esperado.

A P-58 é parte integrante do projeto Norte de Parque das Baleias, que compreende a produção dos campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã.

A P-58 está instalada a cerca de 85 km da costa do Espírito Santo, em águas com profundidade de 1.400 metros. A ela serão interligados, nos próximos meses, 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal e sete do pós-sal, e 9 poços injetores, por meio de 250 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos (equipamentos que transferem o óleo dos poços para a plataforma).

Do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês), a unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural.

A exportação de óleo da plataforma será realizada por meio de navios aliviadores e o escoamento de gás natural por gasoduto até a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, localizada no município de Linhares, no Espírito Santo.

A obra gerou cerca de 4.500 empregos diretos, 13.500 indiretos, e alcançou 64% de índice de conteúdo nacional.

A construção dos módulos de processamento de óleo e compressão de gás da plataforma foi feita no Rio de Janeiro. Estes módulos foram transportados para o estaleiro Honório Bicalho, na cidade de Rio Grande – RS, onde ocorreu a construção dos módulos de paineis elétricos e de geração principal de energia, bem como a integração de todos os módulos no casco da plataforma.

Ainda conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras, três novas plataformas entrarão em operação no segundo trimestre de 2014. Em Roncador, na Bacia de Campos, a plataforma P-62 irá desenvolver o campo em conjunto com as plataformas P-52, P-54 e P-55. Esta última entrou em produção em dezembro de 2013.

No campo de Papa Terra, entrarão em operação a P-61 e a plataforma semissubmersível de apoio à perfuração de poços SS-88 TAD (Tender Assisted Drilling). Essas unidades desenvolverão a produção de Papa-Terra em conjunto com a P-63, que entrou em produção em novembro de 2013.

Dados da P-58:
Capacidade de processamento de óleo: 180 mil barris/dia;
Capacidade de tratamento e compressão de gás: 6 milhões m3 /dia;
Conteúdo local: 64%;
Capacidade de tratamento de água de injeção: 58 mil m³/dia;
Capacidade de geração elétrica: 100 MW;
Profundidade de água: 1.400 m;
Acomodações: 110 pessoas;
Peso total da plataforma: 63.300 toneladas.

Atenciosamente,

Relacionamento com Investidores.

petro explodiu … repika day

03/03/2014 às 17h18
Preço de ouro, petróleo e grãos sobem com crise na Ucrânia

Por Agência O Globo
LONDRES E CINGAPURA – Os preços do ouro, do petróleo e dos cereais subiram nesta segunda-feira, enquanto os de metais industriais caíram, com os investidores reagindo à escalada das tensões entre a Rússia e a Ucrânia.

A preocupação com suprimentos empurrou para cima os preços do petróleo em mais de 2 dólares por barril e os do trigo e de milho em 4% a 6%. O ouro, um ativo visto como porto seguro em momentos de crise, atingiu máxima em quatro meses.

Já metais como o cobre caíram junto com as ações, com os investidores abandonando ativos de maior risco, e devido a preocupações de que um conflito possa afetar o crescimento global. A Rússia é um dos maiores produtores de petróleo do mundo.

O recém-empossado primeiro-ministro ucraniano, Arseny Yatseniuk, disse que a decisão de Moscou de usar a força militar é uma “declaração de guerra”.

“Os mercados de petróleo estão reagindo sobre a possibilidade de a situação piorar”, disse o analista de mercado da OptionsXpress, Ben Le Brun, em Sydney.

O ouro subiu 1,9%, para US$ 1.350,80 a onça, o valor mais alto desde 30 de outubro. O ouro também caminhava para o seu maior ganho diário desde 23 de janeiro.

Os contratos futuros de trigo na bolsa de Chicago subiram quase 6%, e os do milho cerca de 4%, com as tensões na Ucrânia alimentando temores de interrupção nos embarques do Mar Negro, uma das principais zonas de exportação de grãos do mundo.

“O mercado está preocupado com a possibilidade das tensões naquela parte do mundo reduzirem a atividade de exportação”, disse o estrategista de commodities do Commonwealth Bank of Australia, Luke Mathews. “A importância da região do Mar Negro para os mercados globais de grãos não deve ser subestimada.”

valor

Plano Estratégico Petrobras 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014 – 2018

Rio de Janeiro, 25 de fevereiro de 2014 – Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras comunica que seu Conselho de Administração aprovou o Plano Estratégico Petrobras 2030 (PE 2030) e o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 (PNG 2014-2018).

Plano Estratégico Petrobras 2030 (PE 2030)

O contexto do ambiente de negócios atual, do Plano Estratégico Petrobras 2030, difere daquele de 2007, quando foi elaborado o Plano anterior, com destaque para as repercussões da crise econômica mundial de 2008; o fenômeno do shale gas e tight oil nos Estados Unidos que vem mudando a geopolítica da energia no Mundo e as mudanças do marco regulatório brasileiro com a criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha. Neste contexto mundial e brasileiro, a Petrobras fez as suas Grandes Escolhas que orientam o Plano Estratégico Petrobras 2030.

As Grandes Escolhas e as Estratégias dos Negócios da companhia representam os caminhos para o alcance da Visão 2030. Neste sentido, o Plano Estratégico Petrobras 2030 tem como premissa fundamental o crescimento da produção de petróleo da Petrobras até 2020 e sua sustentação no período 2020-2030 com potencial de produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia (bpd). Na fundamentação desta meta de produção, foram considerados diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo, onde estimamos, com os dados hoje disponíveis, que a produção de óleo no Brasil (Petrobras + Terceiros + Governo) alcançará a média de 5,2 milhões de bpd no período 2020-2030.

A partir do crescimento da produção de óleo foram definidas as estratégias dos segmentos de negócios da Empresa, com destaque para a atuação integrada da produção de petróleo e gás natural com a expansão da capacidade de refino para 3,9 milhões de bpd em 2030 e com o crescimento da oferta de gás natural para o mercado brasileiro.

Mantendo seu posicionamento de ser uma Empresa Integrada de Energia, o Plano Estratégico Petrobras 2030 define as Grandes Escolhas de suas Áreas de Negócio como sendo:

• Exploração e Produção: Produzir em média 4,0 milhões de bpd no período 2020-2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo;
• Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica: Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico;
• Distribuição: Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras;
• Gás, Energia e Gás-Química: Agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil;
• Biocombustíveis: Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel; e
• Internacional: Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA.

A Visão 2030 da Petrobras é: “Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo(*) e a preferida dos seus públicos de interesse”.

(*) Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa.

O Plano Estratégico Petrobras 2030 reafirma a Missão da Petrobras: “Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.”

O Plano Estratégico estabelece também os Direcionadores Corporativos, que orientam todas as atividades e negócios da Petrobras: Rentabilidade, Responsabilidade Social e Ambiental e Crescimento Integrado.

Por fim, o Plano Estratégico Petrobras 2030 apresenta Desafios para as Funções Corporativas da companhia, visando dar suporte ao seu crescimento no longo prazo:
• Recursos Humanos (RH): Ter modelo de gestão de pessoas inovador e flexível, tendo como base a valorização dos empregados e que contribua para a sustentabilidade da Petrobras;
• Responsabilidade Social (RS): Assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos decisórios e na gestão do negócio;
• Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES): Consolidar as questões de SMES como princípio das operações da companhia e compromisso permanente da força de trabalho; e
• Tecnologia: Manter o sistema tecnológico reconhecido por disponibilizar tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da companhia.

Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 (PNG 2014-2018)

Alinhado ao PE 2030 e com foco no curto e médio prazo, o Conselho de Administração (CA) também aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 que totaliza investimentos Petrobras de US$ 220,6 bilhões.

Plano de Negócios 2014-2018 (em US$ bilhões)

Segmentos
Investimentos
%
E&P
153,9
70%
Abastecimento
38,7
18%
Gás & Energia
10,1
5%
Internacional
9,7
4%
Petrobras Biocombustíveis (PBio)
2,3
1%
BR Distribuidora
2,7
1%
Engenharia, Tecnologia e Materiais
2,2
1%
Demais Áreas *
1,0
0,5%
Total
220,6
100%
* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços

O PNG 2014-2018 mantém o princípio da gestão de projetos dos Planos anteriores, passando a ser estruturado em três carteiras de projetos: Carteira em Implantação, Carteira em Processo de Licitação e Carteira em Avaliação. Na Carteira em Processo de Licitação estão incluídos os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e os projetos das refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014. A Carteira em Implantação contempla todos os projetos em Execução (Obras) e projetos já licitados de todas as Áreas, além dos recursos necessários para os estudos dos projetos da Carteira em Avaliação. Juntas, as duas Carteiras, em Implantação e em Processo de Licitação, somam US$ 206,8 bilhões, a serem investidos pela Petrobras.

A Carteira em Avaliação, com US$ 13,8 bilhões, engloba, exceto E&P no Brasil, projetos que atualmente se encontram em Fase I (identificação de oportunidade), Fase II (projeto conceitual) e Fase III (projeto básico). Seus projetos possuem menor maturidade e não causam impacto nas curvas de produção de petróleo e de processamento de derivados no Brasil, até 2020.

Aos US$ 220,6 bilhões a serem investidos pela Petrobras no período 2014-2018, se somam US$ 63,0 bilhões que as empresas parceiras deverão aportar nos projetos deste PNG no Brasil, totalizando US$ 283,6 bilhões.

Todos os projetos do PNG 2014-2018 incorporam o acompanhamento das Curvas S (gráfico que representa a evolução física e financeira do projeto) e as projeções futuras são feitas a partir da análise da execução destas curvas, que são acompanhadas pela Diretoria Executiva e que irão suportar o alcance das metas do Plano.

Meta de Produção de Óleo e Gás Natural

O PNG 2014-2018 confirma a curva de produção, ratificando sua exequibilidade.

A meta de produção de óleo e LGN (líquido de gás natural) no Brasil é de 3,2 milhões bpd em 2018 e 4,2 milhões bpd em 2020. Para o ano de 2014 a meta de crescimento da produção é de 7,5% em relação a 2013 (+/- 1 ponto percentual). No período de 2014 a 2018, 28 novas unidades de produção (UEPs) entrarão em operação, assegurando o atingimento das metas. Nos anos de 2017 e 2018 a maioria dos projetos do Pré-sal e da Cessão Onerosa entrará em operação, resultando em aceleração do crescimento da curva de óleo. O Pré-sal representará 52% da produção total de óleo em 2018.

A meta de produção total de óleo, LGN e gás natural no Brasil é de 3,9 milhões de boed em 2018 e de 5,2 milhões de boed em 2020.

A produção total de óleo e LGN operada pela Petrobras em 2020 será de 4,86 milhões de bpd, incluindo a parte dos parceiros.

Investimentos

A área de Exploração e Produção (E&P) no Brasil investirá US$ 153,9 bilhões, crescimento de 4,3% (US$ 6,4 bilhões) em relação ao PNG 2013-2017, principalmente pela inclusão dos investimentos do ano de 2018 em níveis compatíveis com a aceleração da produção planejada até 2020. Do total de investimentos em E&P, 73% serão alocados para desenvolvimento da produção, 15% para exploração e 12% para infraestrutura. Dos US$ 135,9 bilhões a serem investidos nas atividades de desenvolvimento da produção e de exploração, 60% serão destinados ao Pré-sal e 40% ao Pós-sal.

Em acréscimo a estes investimentos, a execução dos projetos do PNG 2014-2018 demandará US$ 44,8 bilhões de empresas parceiras da Petrobras nas atividades de E&P no Brasil.

Os projetos das Carteiras em Implantação e em Processo de Licitação da área de Abastecimento totalizam US$ 38,7 bilhões em investimento. Os destaques da Carteira em Implantação são os projetos da Refinaria Abreu e Lima, o primeiro trem de refino do Comperj e a construção de 45 navios de transporte de óleo e derivados (Promef). Já a Carteira em Processo de Licitação desta Área é composta pelas refinarias Premium I e Premium II.

A área de Gás e Energia tem alocados US$ 10,1 bilhões no PNG 2014-2018, com destaque para a Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas, a Unidade de Fertilizantes de Uberaba, os gasodutos de escoamento de gás do Pré-Sal (Rota 2 e Rota 3) e suas respectivas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), todos em implantação.

Na área Internacional serão investidos US$ 9,7 bilhões com ênfase no segmento de E&P que representa 92% destes investimentos.

A área de Biocombustíveis prevê investimento de US$ 2,3 bilhões distribuídos entre projetos de etanol e biodiesel.

O segmento de Distribuição possui investimentos de US$ 2,7 bilhões, visando à manutenção da liderança no mercado de derivados de petróleo com crescimento de participação no segmento automotivo.

Ações de Gestão do Plano de Negócios

O PNG 2014-2018 dá continuidade às ações estruturantes representadas pelos programas que sustentam o Plano e que, desde 2012, contribuem para os resultados da Companhia:

(a) Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef)

(b) Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop)

(c) Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog)

(d) Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço)

(e) Programa de Redução de Custos de Instalações Submarinas (PRC-Sub)

O PNG 2014-2018 incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo Procop com potencial de economia potencial de R$ 37,5 bilhões (valores nominais) no período de 2013 a 2016. Destaque para as reduções no Custo de Extração, no Custo de Logística do Abastecimento e no Custo de Refino.

Segurança, respeito ao Meio Ambiente, eficiência energética e saúde permanecem como valores de base para todas as operações da Petrobras.

Financiabilidade

Os pressupostos da financiabilidade considerados para o PNG 2014-2018 foram os seguintes:

• Manutenção do grau de investimento:
• Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses(**);
• Alavancagem menor que 35%;
• Dívida líquida/EBITDA menor que 2,5x.
• Não há emissão de novas ações;
• Convergência dos preços de diesel e gasolina no Brasil com as referências internacionais(**);
• Parcerias e reestruturações nos modelos de negócio.

(**) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013.

Para fins de análise de financiabilidade, a Companhia considera como premissas o preço por barril do petróleo (bbl) tipo Brent de US$ 105/bbl em 2014, diminuindo para US$ 100/bbl até 2017 e para US$ 95/bbl no longo prazo. A taxa de câmbio média é de R$2,23/US$ em 2014, valorizando para R$1,92/US$ no longo prazo.

A análise das condições de financiabilidade considera as Carteiras em Implantação e em Processo de Licitação, totalizando US$ 206,8 bilhões. Os recursos necessários para o financiamento dos projetos em Implantação mais os projetos em Processo de Licitação serão provenientes da geração operacional de caixa e desinvestimentos (US$ 182,2 bilhões), uso de caixa excedente (US$ 9,1 bilhões), reestruturações nos modelos de negócio (US$ 9,9 bilhões) e captações (US$ 60,5 bilhões bruta e US$ 5,6 bilhões líquida).

A análise da financiabilidade demonstra exequibilidade fundamentada nos seguintes pontos:

• A geração operacional de caixa do período 2014-2018 indica Fluxo Caixa Livre antes de dividendos, a partir de 2015, em decorrência do crescimento da produção de petróleo e LGN, da menor dependência de importações de derivados pela expansão do parque de refino e das reestruturações nos modelos de negócio, que reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano;
• A alavancagem financeira será decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 e o indicador dívida líquida/EBITDA retornará, a partir de 2015, ao limite definido pela Companhia de até 2,5x.

A Companhia mantém seu compromisso com o investment grade e com a não emissão de ações.

Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras

Atenciosamente,

Relacionamento com Investidores.

08h42 : Petrobras bate recorde diário no pré-sal com novo poço em Sapinhoá

SÃO PAULO, 25 Fev (Reuters) – A produção de petróleo da Petrobras no pré-sal das bacias de Santos e Campos atingiu um recorde de 407 mil barris por dia (bpd) em 20 de fevereiro, informou a empresa.

A marca está associada ao início da produção do poço 9-SPS-77 no campo de Sapinhoá, na Bacia da Santos, na semana passada.

Segundo a Petrobras, o poço atingiu produção inicial de 36 mil bpd. Inicialmente, a empresa havia informado uma produção de 33 mil bpd no poço, o que já dava a ele a condição de maior poço produtor do pré-sal brasileiro.

A petroleira tem 21 poços produzindo no pré-sal, segundo comunicado publicado hoje em jornais brasileiros.

Destes, 10 poços estão na Bacia de Santos e respondem por 59 por cento da produção do pré-sal, com 240 mil bpd. Outros 11 poços estão na Bacia de Campos, com 41 por cento da produção, ou 167 mil bpd.

A produção do pré-sal ocorre por meio de 10 plataformas.

Três novas plataformas entrarão em operação no pré-sal em 2014: P-58, no campo Norte Parque das Baleias (1o trimestre); FPSO Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá (3o trimestre); e FPSO Cidade de Mangaratiba, em campo de Lula/área Iracema Sul (4o trimestre).

Com estas e outras plataformas, a Petrobras espera superar 1 milhão de bpd nas áreas que opera no pré-sal já em 2017.

Petrobras bate mínima desde 2008; o que acontece com a empresa? – InfoMoney
Veja mais em: http://www.infomoney.com.br/petrobras/noticia/3168889/petrobras-bate-minima-desde-2008-que-acontece-com-empresa

16h35 : Shell vai negociar com PPSA reserva que extrapola para área da União

Por Sabrina Lorenzi

RIO DE JANEIRO, 27 Jan (Reuters) – A anglo-holandesa Shell vai negociar com a estatal Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) os limites de exploração de uma reserva encontrada na área nobre da Bacia de Santos, mostra um documento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Um reservatório de petróleo encontrado pela Shell no bloco BM-S-54 extrapola os limites de concessão para uma área não licitada, sob o domínio da União, confirmou a Shell nesta segunda-feira ao ser procurada pela Reuters, sem dar mais detalhes sobre a negociação.

O bloco, operado pela Shell em parceria com a francesa Total em uma das províncias petrolíferas mais promissoras do mundo, tem descobertas realizadas desde 2010. A Shell possui 80 por cento da área, enquanto a Total possui os 20 por cento restantes.

Devido à extensão do reservatório da Shell para uma área da União na região considerada estratégica pelo governo, a agência determinou que a petroleira e a PPSA iniciem “tratativas com vistas a Pré-Acordo e Acordo de Individualização da Produção da acumulação Gato do Mato (PAD do poço 1-SHEL-23-RJS, BM-S-54)”.

“A Shell poderá pedir autorização para utilizar o reservatório todo, compartilhando a produção com a PPSA (proporcionalmente), que também é dona de uma parte dessa jazida”, afirmou uma fonte com conhecimento direto do assunto.

Com o acordo, o governo evita que o consórcio liderado pela Shell extraia um petróleo que não é dela sem pagar por isso.

Será o primeiro processo de unitização ou individualização da produção que envolve a cobertura da PPSA, responsável pela área não licitada do cluster de Santos, lembrou a fonte.

A PPSA foi criada pelo governo para gerir as áreas do pré-sal, com poder de veto nas operações das petroleiras que atuarem na região.

Casos parecidos, quando reservatórios se comunicam ou extrapolam para fora da área de uma concessionária para outra, já ocorreram no país. Outros deles no pré-sal, com volumes expressivos de óleo, deverão ser tratados no futuro, segundo a fonte, que pediu para não ser identificada.

O bloco BM-S-54 está localizado entre importantes áreas do pré-sal como Florim, operada pela Petrobras por meio do contrato da “cessão onerosa”, e Paraty (BM-S-10), também da estatal brasileira.

Segundo a fonte, a Shell poderá pedir à PPSA para perfurar um poço fora da área de concessão, cuja produção seria compartilhada com a União.

VÍNCULO COM PPSA

Shell e Total já têm um vínculo com a PPSA, com a exploração da reserva de Libra, a maior do país, leiloada no ano passado.

As duas participam do consórcio que arrematou Libra, composto por Petrobras (40 por cento), as chinesas CNPC (10 por cento) e CNOOC (10 por cento), além de Shell (20 por cento), Total (20 por cento).

O governo, por meio da PPSA, também participará da definição de prazos mínimos, bem como poderá aprovar ou não planos apresentados pelos consórcios

A Petrobras e seus sócios na área de Libra investirão entre 400 milhões e 500 milhões de dólares no projeto em 2014, conforme programa de trabalho e orçamento aprovados pelas companhias.

Declarações de Comercialidade das áreas da Cessão Onerosa Franco e Sul de Tupi

Rio de Janeiro, 19 de dezembro de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras comunica que apresentou hoje à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Franco e Sul de Tupi, áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos.

Na proposta encaminhada à ANP, os nomes sugeridos para os novos campos foram Búzios e Sul de Lula para Franco e Sul de Tupi, respectivamente.

Franco – Campo de Búzios

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Franco, de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26º e 28 º API).

Durante a execução do Plano Exploratório Obrigatório de Franco, a Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área, perfurou dois poços obrigatórios e seis adicionais, com o objetivo de delimitar e caracterizar os reservatórios da jazida. Além disso, foi realizado um teste de formação estendido.

O campo de Búzios está localizado a aproximadamente 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro em profundidade d’água entre 1.600 e 2.100 metros.

O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja a entrada em operação de cinco sistemas de produção para o campo de Búzios até 2020, conforme abaixo:

Búzios 1 – 3º trimestre de 2016
Búzios 2 – 4º trimestre de 2016
Búzios 3 – 3º trimestre de 2017
Búzios 4 – 4º trimestre de 2017
Búzios 5 – 4º trimestre de 2019

Sul de Tupi – Campo de Sul de Lula

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Sul de Tupi, de 128 milhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (27º API).

A Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área e perfurou um poço, conforme previsto no Plano Exploratório Obrigatório.

O campo de Sul de Lula está localizado a aproximadamente 300 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’agua em torno de 2.200 metros.

A produção do campo de Sul de Lula será feita por meio do mesmo sistema de produção previsto para o módulo Extremo Sul do campo de Lula. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja o primeiro óleo desse sistema para o 1º trimestre de 2017.

Com as declarações de comercialidade das áreas de Franco e Sul de Tupi, inicia-se o processo formal de revisão do contrato de Cessão Onerosa, que será realizada bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área.

Atenciosamente,

Relacionamento com Investidores.

“os investidô de ogx, manguinhos, qgep,hrt pira kkkkkkkkkkkkkkkkk.”

”

”
este ae não acerta uma ….
#FORAMANTEGA

GloboNews Painel, agora, acabou de começar, discussão sobre o LEILÃO LIBRA DO PRÉ-SAL, SUCESSO OU FRACASSO DO GOVERNO???

Petrobras: o que os analistas acharam do resultado do leilão de Libra?
A participação da Petrobras de “apenas 40%” também pesou positivamente, uma vez que havia temores de uma fatia ainda maior
9h30 | 22-10-2013

SÃO PAULO – Um dia após o leilão do campo de Libra, no pré-sal, os analistas se debruçam sobre o resultado e os números da disputa para o consórcio da maior descoberta de petróleo do Brasil.

O leilão de Libra teve apenas uma oferta. O consórcio formado pela Petrobras (PETR3;PETR4), com 10%, Shell (20%), Total (20%), CNPC, (10%), CNOOP, (10%) ficou com o campo, oque impulsionou as ações da petroleira brasileira na véspera devido a participação de duas empresas privadas no leilão e com grande experiência. A estatal brasileira tem direito também a outros 30%. O consórcio ofereceu 41,65% em óleo excedente para União. Esse valor era o mínimo previsto no edital.

Conforme destacou o BB Investimentos, o resultado do Campo de Libra pelo preço mínimo e com apenas um consórcio foi favorável para a Petrobras, assim como a formação de parcerias com outras companhias além das estatais chinesas, no caso a francesa Total e a anglo-holandesa Shell.

Petrobras: experiência da Shell e Total e falta de concorrência foram fatores positivos para companhia (Agência Brasil)
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Outro ponto positivo, avalia a analista Carolina Flesch, é a divisão dos investimentos necessários para o desenvolvimento da área, assim como o pagamento percentual oferecido do lucro em óleo. Desta forma, a analista manteve a recomendação outperform (desempenho acima da média do mercado) para os ativos PETR4, com preço-alvo de R$ 23,23 para o final do ano para cada ação.
Além do fato das experientes Shell e Total participarem do consórcio, pesou positivamente a participação da Petrobras de “apenas 40%”, ressalta a LCA Consultores. “Os investidores temiam que a Petrobras poderia ficar com uma participação superior a 50%, o que não se confirmou, com sua participação ficando em 40%.
A surpresa foi a participação discreta das petrolíferas chinesas”, ressaltaram os economistas da consultoria. Outro aspecto positivo para os investidores, ressalta a LCA, foi que boa parte de exploração do Campo de Libra ficará para as empresas do consórcio, destacam e, principalmente, para a Petrobras.
Enquanto isso, os analistas do Credit Suisse destacam que, em meio ao forte ceticismo com o leilão, muitos ficaram surpresos com o resultado. E a entrada da Shell e Total adicionam credibilidade ao negócio.
Com relação à rentabilidade do projeto, os analistas acreditam em uma TIR (Taxa Interna de Retorno) de 19 a 20% com um preço de US$ 100 por barril e com um volume de 8,5 a 12 bilhões de barris, o que pode adicionar de US$ 1,87 a US$ 2,66 no modelo de valuation dos ADRs (American Depositary Receipts) da companhia brasileira.
De acordo com os analistas Vinicius Canheu e André Sobreira, se Libra tiver 8,5 bilhões de barris de petróleo, a produção média será de 1,2 milhão de barris diários. A participação de 40% significa que Libra pode contribuir com uma produção de 480 mil barris diários de produção para a Petrobras na próxima década.
Falta de concorrência foi positiva para a Petrobras
Se por um lado a falta de concorrência no leilão de Libra dá munição aos críticos do governo, o resultado favorece a Petrobras, que pagará junto com as parcerias no certame o mínimo estabelecido pelo governo para ficar com a área gigante no pré-sal.
A Petrobras não precisou disputar Libra nem correu o risco de migrar para um consórcio rival, como reza o edital em caso de derrota do seu próprio grupo, destacaram especialistas do setor ouvidos pela Reuters.
“Foi bom para a Petrobras, que poderia ter sido obrigada a fazer uma oferta elevada”, afirmou o consultor John Forman, ex-diretor da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).
Se houvesse maior disputa e o lance vencedor fosse mais alto, a parcela de óleo lucro ao governo – que prevê investir os recursos do pré-sal em saúde e educação – também seria mais robusta.
Um sucesso estonteante para o governo, no entanto, seria um fracasso perigoso para a Petrobras, disse à Reuters um executivo do setor que preferiu não se identificar.
“Essa história de que o governo precisava de mais de um consórcio para ter resultado em Libra é uma mentira, vão sair com R$ 15 bilhões (bônus de assinatura) no bolso sem afetar a Petrobras”, disse. “Excelente para Petrobras e para o Brasil, ganharam os dois”, afirmou, fazendo coro a autoridades presentes ao leilão.
Com um percentual de 40% no consórcio, a Petrobras terá que pagar R$ 6 bilhões de bônus. No mercado, temia-se a possibilidade de a Petrobras ter de acompanhar ofertas sem rentabilidade, de asiáticas buscando em Libra suas necessidades energéticas, ávidas por óleo.

Sinopec foi barrada
Porém, destaca reportagem da Reuters, o risco da concorrência acirrada existiu para a Petrobras.
Mas, por uma determinação do governo chinês, outra companhia da China, a Sinopec, não participou do leilão, afirmaram duas fontes com conhecimento direto do assunto.
A Sinopec, segundo as fontes, queria entrar no certame, mas teria sido preterida em favor das irmãs chinesas. O governo chinês não queria que as empresas disputassem entre si, disseram as fontes.
As chinesas CNOOC e CNPC entraram no consórcio da Petrobras com participação menor do que se esperava, afirmou o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), João Carlos De Luca.
As duas chinesas entraram com 10% de participação cada uma, enquanto Shell e Total terão 20% do bloco cada uma.

Estatal forte
A falta de concorrência no leilão de Libra, por outro lado, corroborou o argumento de alguns críticos da forte presença estatal no regime de partilha brasileiro.
De Luca considerou parcialmente positivo o resultado do certame. Segundo ele, se por um lado as vencedoras representam gigantes do setor de petróleo, por outro não houve disputa entre consórcios.
“É um super consórcio e ninguém tem dúvida de que tecnicamente as empresas vão entregar os resultados previstos… O ideal seria ter mais consórcio e poderia ser melhor.”
O representante das petroleiras defendeu mudanças para os próximos leilões da partilha, sem a obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora única do pré-sal.
As regras da partilha dão plenos poderes à estatal PPSA para decidir sobre a estratégia de Libra. E entregam a operação da área à Petrobras. As estatais brasileiras terão pelo menos 65% do poder de voto sobre as decisões estratégicas da área exploratória.
O governo descartou que haverá mudança do regime, ao menos por ora, mesmo com a presença de um consórcio no primeiro leilão.
“Para a largada foi bom, mas esperamos que nos próximos leilões tenham mais blocos para que outras empresas possam participar”, acrescentou De Luca.
“O setor de petróleo vai observar como será a gestão da PPSA; estaremos atentos sobre como será usado todo o poder que lhes foi dado neste regime, e sem dúvida isso deverá nortear os próximos leilões do pré-sal”, afirmou recentemente o ex-presidente no Brasil da gigante petrolífera britânica BG Luiz Costamilan, que prestou consultoria a interessados neste leilão.
“Não vejo problema algum com esse leilão ter tido apenas um consórcio”, avaliou o senador Delcídio Amaral, ex-diretor da Petrobras.
“Quando todos pensavam que haveria somente chinesas, Shell e Total apareceram, duas empresas de grande experiência no mundo”, comentou o senador petista.
infomoney.com.br/petrobras/noticia/3017194/petrobras-que-analistas-acharam-resultado-leilao-libra

Nos parece que ninguém esteja levando fé neste campo libra….hoje para comemorar 60 anos da Petrobras, apesar dos desgovernos, ainda não faliu, os petroleiros fazem 24 horas de greve kkkkk!!!
O Brasil é o país da piada pronta rsrsrs!