Dia: 8 de outubro de 2021

A 17ª Rodada de Licitações, realizada pela ANP, irá gerar investimentos de, pelo menos, R$ 136.345.000,00 nos primeiros anos dos contratos dos cinco blocos arrematados. As áreas estão localizadas em dois setores da Bacia de Santos.

Os investimentos são resultado dos compromissos assumidos pelas empresas vencedoras para a primeira fase do contrato, chamada de fase de exploração. Esses compromissos, na forma de Programa Exploratório Mínimo (PEM), são um dos critérios de escolha das vencedoras. O ágio do PEM, a partir dos mínimos definidos no edital da rodada, foi de 37,76%. Já o bônus de assinatura arrecadado com os cinco blocos foi de R$ 37.140.000,52.

O Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, ressaltou os investimentos gerados pela rodada que, em sua opinião, foi bem-sucedida.

“É importante lembrar que essa rodada teve foco em novas fronteiras exploratórias, ou seja, áreas com muito risco para empresas do setor. E, essas empresas definem seus orçamentos no ano anterior. Portanto, fizeram isso quando a situação de pandemia global era mais acentuada. O contexto da indústria internacional do petróleo é ainda bastante desafiador. Com tudo isso, não havia, nem poderia haver, expectativa de que todos os blocos fossem arrematados. Cada bloco arrematado em uma nova fronteira é uma grande vitória porque, além dos investimentos, representa a abertura de novas possibilidades para futuras licitações”, afirmou.

Rodolfo Saboia destacou ainda o potencial das áreas arrematadas hoje, na Bacia de Santos, que é grande produtora no pré-sal. “Esses blocos podem consolidar também o pós-sal na região. E os blocos não arrematados integrarão a Oferta Permanente, com exceção dos localizados além das 200 milhas, que dependem de autorização do CNPE”, concluiu.

Veja abaixo os blocos arrematados na 17ª Rodada:

Nome da Bacia	Nome do Setor	Nome do Bloco	Empresa/ Consórcio Vencedor	Bônus de assinatura
Santos	SS-AP4	S-M-1707	Shell Brasil (100%)*	R$9.100.000,13
Santos	SS-AP4	S-M-1709	Shell Brasil (70%)*; Ecopetrol Óleo e Gás (30%)	R$6.560.000,00
Santos	SS-AUP4	S-M-1715	Shell Brasil (100%)*	R$6.880.000,13
Santos	SS-AUP4	S-M-1717	Shell Brasil (100%)*	R$7.300.000,13
Santos	SS-AUP4	S-M-1719	Shell Brasil (100%)*	R$7.300.000,13

*Operadora

A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer até o dia 31/03/2022.

Devido à pandemia de Covid-19, o evento foi híbrido: a sessão pública de apresentação de ofertas foi presencial, com número reduzido de pessoas (apenas as necessárias à sua realização e os representantes inscritos pelas empresas), e houve transmissão ao vivo para que o público pudesse acompanhar todo o processo pela internet. O evento contou com todas as precauções de segurança, como distanciamento social e uso obrigatório de máscaras.

Mais informações sobre a 17ª Rodada 

A 17ª Rodada ofereceu 92 blocos, localizados em 11 setores de elevado potencial e de nova fronteira de quatro bacias sedimentares marítimas brasileiras: Campos, Pelotas, Potiguar e Santos.

Os blocos foram oferecidos no modelo de concessão, no qual as empresas ou consórcios vencedores são definidos por dois critérios: bônus de assinatura (80%) e programa exploratório mínimo – PEM (20%) oferecidos pelas licitantes.

Os bônus são os valores em dinheiro ofertados pelas empresas, a partir de um mínimo definido no edital, e são pagos pelas vencedoras antes de assinarem os contratos. Já o PEM, medido em unidades de trabalho (UTs), define um mínimo de atividades que a empresa se propõe a realizar no bloco durante a primeira fase do contrato (fase de exploração), como sísmicas, perfurações de poços etc.

As rodadas de licitações da ANP são realizadas seguindo as diretrizes do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) – que autoriza a realização do leilão e aprova as áreas a serem oferecidas, após estudos da ANP – e dos órgãos ambientais competentes.

Próxima rodada 

O calendário de rodadas prevê ainda para este ano a Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, em 17 de dezembro. Mais informações estão disponíveis na página da rodada.

A Petrobras, em relação às notícias veiculadas na mídia, sobre o projeto de desinvestimento dos campos de Albacora e Albacora Leste, na Bacia de Campos, informa que ainda não há decisão acerca da proposta vencedora para nenhum dos ativos.

A companhia segue analisando as ofertas conforme os critérios de avaliação deste projeto e esclarece que, especificamente para Albacora Leste, iniciou processo de recebimento de novas propostas (rebid), seguindo normas internas da companhia.

Até o momento, não foi tomada decisão a respeito de Albacora, e o início da fase de negociação de ambos os ativos será submetido à deliberação da Diretoria Executiva da companhia, após o recebimento das novas propostas para Albacora Leste e a conclusão da análise das ofertas.

A companhia esclarece que a celebração da transação dependerá do resultado das negociações, bem como das aprovações corporativas necessárias.

A Petrobras reforça o seu compromisso com a ampla transparência de seus projetos de desinvestimento e de gestão de seu portfólio e informa que as etapas subsequentes do projeto serão divulgadas de acordo com a Sistemática de Desinvestimentos da companhia.

Revisão regulatória aprovada no último dia (07/10) propicia a redução de emissões das plataformas de petróleo pelo incentivo ao uso de energia elétrica

A Petrobras encontra-se preparada tecnologicamente para adotar plataformas totalmente eletrificadas e, com a alteração da Resolução 382/2006 aprovada hoje pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), está apta a incorporar a tecnologia all electric em suas novas unidades marítimas. Essa configuração é mais eficiente e permite utilizar menos combustível para geração de energia na plataforma, com menor emissão tanto de gases de efeito estufa como de outros gases, como o NOx. Os estudos demonstraram que essa configuração permite uma redução de até 20% das emissões em relação à configuração atualmente adotada.

A revisão da resolução atende a pleito do setor de óleo e gás. Para as discussões sobre a alteração da norma, foram apresentados estudos para avaliar os ganhos ambientais do uso da configuração de uma planta com maior eletrificação nas plataformas de produção de petróleo e gás. Constatou-se que, em relação ao arranjo convencional, são reduzidas as emissões tanto de gases de efeito estufa quanto de outros gases da combustão, como, por exemplo, óxidos de nitrogênio.

O pleito incluiu também estudo realizado pelo Professor Paulo Artaxo, do Instituto de Física da USP, que realizou modelagens numéricas de dispersão dos poluentes, mostrando que não há impacto para a população em território brasileiro, devido às condições de emissões e transporte de poluentes emitidos. Artaxo considera importante que sejam implementadas iniciativas de redução de emissões de gases de efeito estufa.

A mudança na resolução aprovada na quinta-feira particularizou a aplicabilidade dos limites de emissões a partir da geração de energia elétrica em operações offshore. A alteração na resolução possibilitará a centralização da geração de energia em um único ponto das plataformas, de forma otimizada, distribuindo energia elétrica para os demais equipamentos.

“O conceito all electric é ambientalmente desejável e relevante para a trajetória de descarbonização e para o cumprimento dos compromissos de sustentabilidade da Petrobras e da indústria de óleo e gás como um todo. Ter melhor eficiência em carbono também favorece a indústria nacional, pois há mais possibilidade de oferta de equipamentos nacionais em substituição a equipamentos que hoje são importados, e representa maior competividade para o petróleo e gás brasileiro nos mercados futuros internacionais”, destaca do diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Roberto Ardenghy.

“A incorporação da tecnologia all electric vai trazer maior eficiência operacional, assim como simplificação do arranjo da unidade, além da redução de emissões. Com essa autorização, iniciaremos uma nova geração de plataformas com produção mais sustentável”, complementa o diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras, João Henrique Rittershaussen.

A Petrobras segue comprometida com a transição para uma economia global de baixo carbono como imperativo ético e de competitividade. Nos últimos anos, vem diminuindo as emissões, conforme o compromisso de 25% de redução até 2030 em relação a 2015.  Na exploração e produção, a empresa emite hoje 47% menos gases de efeito estufa por cada barril de óleo equivalente produzido do que em 2009. A companhia busca produzir energia acessível para a sociedade, com uma operação segura, eficiente, de baixo custo e com menos emissões e, recentemente, anunciou a ambição de atingir a neutralidade das emissões nas atividades sob seu controle, em prazo compatível com o estabelecido pelo Acordo de Paris.

Recebemos o certificado de Quality Assessment, que reconhece a nossa conformidade com as normas internacionais de auditoria interna, atestando o uso de melhores práticas e a compatibilidade com os mais altos padrões adotados no mundo. A certificação foi concedida pelo The Institute of Internal Auditors (IIA) – representado pelo Instituto de Auditores Internos do Brasil (IIA Brasil) –, organização que avalia a qualidade dos departamentos responsáveis pelo assunto em organizações do setor público e privado.

A entrega da certificação foi realizada na última quinta-feira (30/09), na sede da Transpetro, no Rio de Janeiro. Na presença do gerente executivo de Auditoria Interna (Audin), Renato Trisciuzzi, o gerente de Planejamento, Integração e Controle da Audin, Erick Alves, recebeu o certificado das mãos do diretor-secretário do IIA Brasil, Juliano Berton. Com essa conquista, nossa companhia entra no seleto grupo de empresas internacionais detentoras do selo.

Para receber a chancela de Quality Assessment, passamos por minuciosas avaliações, realizadas por equipe de consultores do IIA alinhados com as últimas inovações e tendências do segmento. Os profissionais verificaram nossa estrutura de auditoria interna e se ela contribuía para melhorar processos de gestão de riscos, controle e governança da companhia. A obtenção da certificação comprovou a qualidade das nossas práticas de governança corporativa e a capacidade da nossa Auditoria Interna em trazer mais segurança às decisões da Alta Administração por meio de avaliações previstas em exigências legais e normativas internacionais.

De acordo com Renato Trisciuzzi, a obtenção do certificado representa o ponto mais alto do trabalho de aperfeiçoamento de procedimentos, processos internos e práticas de governança pelo qual passamos. “Temos a validação de que nossa área está em linha com a Estrutura Internacional de Práticas Profissionais (IPPF), demonstrando que atuamos com independência e objetividade e adotando padrões elevados de ética, transparência e eficiência. Conquistamos o reconhecimento máximo que uma área de auditoria interna poderia alcançar. São poucas empresas no país com esse selo de qualidade. Agora podemos nos orgulhar de estarmos nesse seleto rol”, comemorou.

O presidente do Comitê de Auditoria Estatutário (CAE), Marco Foletto, acredita que o resultado da avaliação feita pelo IIA certifica o que tem ocorrido nos últimos anos no processo de auditoria interna da Transpetro. “Como em qualquer área de negócio da companhia, para a auditoria interna é fundamental ter práticas e procedimentos no nível do que se faz de melhor no mundo e que sejam aderentes aos princípios e estratégia da empresa. Na visão do CAE, as mudanças na estrutura organizacional ocorridas nos últimos anos e os impactos da pandemia sobre a forma de trabalho foram desafios adicionais ao movimento de modernização e adequação da área de auditoria interna rumo a essa certificação. A equipe toda, liderada pelo Trisciuzzi, está de parabéns e deve se orgulhar e celebrar essa conquista”, disse.

Nossa Auditoria Interna está diretamente vinculada ao Conselho de Administração (CA) da Transpetro. É responsável por assessorar e atender às solicitações da Alta Administração no exercício do controle das atividades da companhia, no Brasil e no exterior, com o intuito de agregar e preservar o valor organizacional, fornecendo avaliação e consultoria, de forma independente e objetiva. A equipe presta assistência ao CA, ao Comitê de Auditoria Estatutário, à Diretoria Executiva e aos titulares da estrutura geral, além de atender às demandas do Conselho Fiscal e dos órgãos de controle governamental.

José Gutman assume no dia 12/10 como diretor substituto da ANP. Ele ficará responsável pela Diretoria 2, em função do final do mandato de José Cesário Cecchi, que termina em 11/10. A convocação foi publicada no último dia (7/10) no Diário Oficial da União (DOU).

Estão vinculadas à Diretoria 2 as superintendências de Infraestrutura e Movimentação (SIM), de Defesa da Concorrência (SDC), de Exploração (SEP) e de Avaliação Geológica e Econômica (SAG).

Gutman é servidor da ANP, superintendente de Governança e Estratégia e faz parte da lista tríplice de servidores designados pelo Presidente da República para atuarem como substitutos em diretorias vagas, conforme determina a Lei 9.986, de 2000, com redação dada pela Lei Geral das Agências (Lei nº 13.848, de 25 de junho de 2019). Já foi Diretor da ANP, com mandato entre 2013 e 2017, e, enquanto integrante da lista tríplice, já atuou nos períodos de 18/3 a 13/9/2020 e de 25/9 a 9/11/2020.

Cada servidor integrante da lista tríplice, que tem validade de dois anos, pode ficar como interino por até 180 dias ou até a posse do diretor que ocupará o cargo definitivamente, mediante indicação e nomeação pelo Presidente da República, após aprovação pelo Senado Federal.