Petrobras desembolsa fortuna para acabar com disputa de royalites de petróleo

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Petrobras pagará para acabar com uma disputa de royalties de petróleo

A petroleira estatal brasileira Petróleo Brasileiro SA afirmou nesta quinta-feira que concluiu uma longa disputa com o regulador de petróleo da ANP, concordando em pagar 3,5 bilhões de reais (940 milhões de dólares) para acabar com uma disputa de royalties de petróleo.

Desde 2014, a disputa pelos chamados campos petrolíferos de Whale Park surgiu depois que a ANP decidiu unificar os campos de Jubarte, Cachalote, Caxaréu, Baleia Franca, Baleia Anã, Baleia Azul e Pirambú, exigindo da Petrobras, como é conhecida a empresa. , para pagar mais em participações especiais, um passivo semelhante a um royalty.

  

A Petrobras disputou por muito tempo a decisão da ANP, levando a uma extensa disputa e intervenção da Corte Internacional de Arbitragem.

No entanto, a Petrobras disse na quinta-feira que concordou em resolver o caso, com os 3,5 bilhões de reais a serem refletidos nos resultados do quarto trimestre de 2018.

Em comunicado, a ANP informou que uma primeira parcela de R $ 1,1 bilhão será paga em dinheiro, com o restante da parcela paga ao longo de 60 meses.

Fonte: opetroleo

Shell vai aproveitar gás do pré-sal do Brasil para projeto de energia

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Shell vai aproveitar gás do pré-sal do Brasil para projeto de energia

A Shell está fazendo sua primeira incursão na geração de energia no Brasil com um projeto inovador que utilizará gás natural dos extensos depósitos no pré-sal em alto mar do país.

A major européia fará parceria com a Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) do Japão e com a Patria, gestora de fundos de private equity local, para desenvolver a usina de 565 MW Marlim Azul que será fornecida pela subsidiária brasileira da Shell.

A Shell é a segunda maior produtora de gás do Brasil, depois da estatal brasileira Petrobras.

O projeto de US $ 700 milhões a ser construído no estado do Rio de Janeiro está programado para começar a operar em janeiro de 2022.

A usina de Marlim Azul será um importante teste para o uso de gás associado na geração de energia. Investimentos recentes em geração greenfield baseada em gás no Brasil tem sido principalmente em projetos vinculados a GNL importado ou gás seco doméstico onshore.

  

O projeto estará localizado próximo ao complexo de processamento de gás natural de Cabiunas, em Macaé, que está conectado ao gasoduto da Rota 2 dos campos do pré-sal.

“Estávamos buscando uma maneira eficiente de monetizar o gás natural que será produzido pelos campos do pré-sal”, disse o presidente da Shell Brasil, Andre Araujo, acrescentando que o projeto permitirá sinergias entre as operações em águas profundas, gás e eletricidade da empresa.

A usina deverá operar em uma média de 80pc de capacidade como complemento à geração intermitente de energia renovável.

O projeto garantiu contratos de compra de energia de longo prazo com 25 distribuidores de energia em um leilão de dezembro e também recebeu aprovação do Ministério de Minas e Energia para vender energia no mercado não regulado.

A Patria Investimentos terá 50,1pc no projeto, a Shell terá uma participação de 29,9pc e a MHPS 20pc.

Fonte:opetroleo

BARREIRA COMERCIAL IMPOSTA A VENEZUELA CAUSA FRENEZI NO MERCADO DE PETRÓLEO

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Sanções venezuelanas deixam mercado de petróleo aquecido

As sanções dos Estados Unidos à estatal venezuelana estão apertando o mercado global de petróleo e enviando refinarias pelo mundo inteiro para encontrar substitutos para os petróleos pesados ​​e extrapesados ​​pesados ​​do país.

Os pesados ​​crus da Venezuela, como Merey, têm poucos substitutos próximos, sendo os mais próximos os de Marlim do Brasil, Maya do México, Bow River e Cold Lake do Canadá, ou Basra Heavy do Iraque.

A maioria desses crus tem um teor de enxofre ainda maior do que o da Venezuela, que exigirá processamento extra para produzir combustíveis de qualidade aceitável e, de qualquer forma, as quantidades são limitadas a curto prazo.

As sanções venezuelanas chegaram a um mercado que provavelmente não teria petróleo bruto médio e pesado por causa das sanções dos EUA ao Irã e dos cortes de produção da Opep.

Os principais exportadores de petróleo do Golfo do Oriente Médio (Arábia Saudita, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait e Irã) comercializam principalmente petróleo bruto médio e pesado.

As sanções dos EUA contra o Irã e a Venezuela, juntamente com os cortes na produção da OPEP, removeram a maior parte dos óleos médios e pesados ​​do mercado, deixando os tipos mais leves relativamente pouco afetados.

O resultado é que os preços médios e pesados ​​subiram em relação aos seus pares mais leves desde meados de janeiro.

A Mars, uma classe média de petróleo do Golfo dos EUA, passou para um prêmio raro em relação à Louisiana Light Sweet. Omã, outro petróleo médio, passou para um prêmio sobre o Brent, um leve.

Fonte: opetróleo

PREJUÍZO MILIONARIO COM ATRASO DA PLATAFORMA FORA DE OPERAÇÃO P-67!

ATRASO NA PLATAFORMA P-67 TERIA GERADO PERDAS DE US$ 232,5 MILHÕES

12. FEV, 2019 

Plataforma FPSO P-67 na Baía de Guanabara.

O FPSO P-67, que entrou em operação na semana passada, estava previsto para iniciar suas atividades ainda no ano passado. Mas, no mercado naval, o comentário é que o atraso no começo da produção do navio-plataforma, construído na China, é resultado de reparos que precisaram ser feitos na unidade. A previsão inicial era que a embarcação estaria em operação até dezembro. Com um mês de atraso no início das atividades, o prejuízo calculado é de US$ 232,5 milhões, conforme publicou a coluna do jornalista Lauro Jardim, em “O Globo”, levando em consideração que o navio produz 150 mil barris por dia.

A nota diz ainda que a Petrobrás não confirmou ou negou os possíveis defeitos na plataforma. A estatal apenas declarou que após desembaraço aduaneiro, inspeções e serviços executados, a P-67 foi transportada para a locação, no campo de Lula.

A P-67  ficará ligada a nove poços produtores, além de estar interligada a seis poços injetores. Além dos 150 mil barris de óleo produzidos por dia, o FPSO tem capacidade de comprimir até 6 milhões de m³ por dia de gás natural. Pela expectativa da Petrobrás, ainda neste ano, o campo de Lula alcançará a marca de 1 milhão de barris de petróleo produzidos diariamente, menos de uma década desde o início de sua produção comercial (outubro de 2010).

Fonte:Petronotícas