Dia: 5 de novembro de 2021

A ANP publicou uma relação de oito empresas já habilitadas para a Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa (LVECO2), prevista para 17/12/2021. Estão aptas a participar da rodada: a Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.; Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.; Enauta Energia S.A.; Equinor Brasil Energia Ltda.; Exxonmobil Exploração Brasil Ltda.; Petrogal Brasil S.A.; Petronas Petróleo Brasil Ltda.; e Totalenergies E&P Brasil Ltda.

As inscrições foram aprovadas no último dia (03/11), em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL). Outros pedidos poderão ser analisados nas próximas reuniões da CEL.

A Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa (LVECO2) irá ofertar as áreas de Sépia e Atapu, ambas inseridas dentro dos limites do polígono do pré-sal. A Resolução CNPE nº 09/2021, que estabelece que o Edital da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa sob o regime de partilha de produção indicaria a participação obrigatória da Petrobras, como operador, ocorrendo com 30% para ambas as áreas.

As empresas inscritas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participarem da rodada. A habilitação é obrigatória e individual para cada interessada, mesmo para aquelas que pretendam apresentar oferta mediante consórcio. Cumpridas as exigências estabelecidas no edital, e tendo sido a habilitação julgada e aprovada pela Comissão Especial de Licitação, as empresas poderão apresentar ofertas para as áreas, em conformidade com as regras da rodada.

Veja a publicação no Diário Oficial da União. 

Veja a ata da Comissão Especial de Licitação (CEL).

O campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, produziu 709,697 Mboe/d (mil barris de óleo equivalente por dia) no mês de setembro, sendo 566,196 Mbbl/d (mil barris diários) de petróleo e 22,815 MMm³ (milhões de metros cúbicos) de gás natural. A partir deste mês, a produção do campo passou a ser atribuída a dois contratos distintos, um de cessão onerosa e outro de partilha, oriundo da primeira Rodada de Licitações dos Volumes de Excedentes da Cessão Onerosa, realizada em 2019.

As parcelas correspondentes foram definidas no Acordo de Coparticipação de Búzios (ACP de Búzios), aprovado pela ANP em agosto. O percentual destinado ao contrato de Cessão Onerosa é de 26,1205% e para o contrato de Partilha de Produção é de 73,8795%. O ACP de Búzios garante segurança jurídica para essa modalidade de contrato, além de gerar um aumento na arrecadação de royalties para a União, estados e municípios brasileiros, bem como o recebimento de um percentual da produção pela União.

Em novembro de 2019, na primeira Rodada dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, o consórcio formado pela Petrobras (operadora), CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. e CNOOC Petroleum Brasil Ltda adquiriu o direito de exploração e produção do volume excedente ao Contrato de Cessão de Cessão Onerosa do campo de Búzios, sob o regime de partilha. No segundo leilão, previsto para 17 de dezembro, serão licitados os volumes excedentes das áreas de Sépia e Atapu.

As  informações consolidadas sobre a produção nacional no mês estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de setembro de 2021, publicado hoje (4/11) no site da ANP. Também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Produção Nacional  

A produção nacional de petróleo e gás natural em setembro totalizou 3,840 MMboe/d, sendo 3,001 MMbbl/d de petróleo e 133 MMm3/d de gás natural. Houve aumento de 0,1% na produção de petróleo em comparação com o mês anterior e de 3,2% em comparação com setembro de 2020. Já no gás natural houve redução de 2,4% em comparação com o mês anterior e aumento de 6,5% se comparado a setembro de 2020.

Pré-sal 

A produção do Pré-sal no mês de setembro totalizou 2,845 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente), sendo 2,255 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 93,8 MMm³/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural. Foi o maior registro histórico de produção mensal no Pré-sal, tanto em termos absolutos quanto em percentual de participação na produção total do país.

Houve aumento de 2,9% em relação ao mês anterior e de 10% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 130 poços e correspondeu a 74,1% do total produzido no Brasil.

Aproveitamento do gás natural    

Em setembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97%. Foram disponibilizados ao mercado 48,8 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,9 MMm³/d, um aumento de 28,4% se comparada ao mês anterior e de 14,6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção 

Neste mês de setembro, os campos marítimos produziram 97,2% do petróleo e 81,7% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,6% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques 

Em setembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 948 Mbbl/d de petróleo e 43,1 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 75, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 166,771 bbl/d.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de 7 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,678 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 984.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 62.

Campos de acumulações marginais 

Esses campos produziram 322,3 boe/d, sendo 85 bbl/d de petróleo e 37,7 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 230,9 boe/d.

Outras informações 

No mês de setembro de 2021, 258 áreas concedidas, quatro de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 37 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 57 são marítimas e 210 terrestres, sendo 11 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.220 poços, sendo 470 marítimos e 5.750 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,1, sendo 2,1% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 88,1% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 9,8 % óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 91,749 Mboe/d, sendo 71,4 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 66,3 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 25,4 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 16.122 boe/d no Rio Grande do Norte, 8.397 boe/d na Bahia, 493 boe/d no Espírito Santo, 266 boe/d em Alagoas e 164 boe/d em Sergipe.

A Diretoria da ANP aprovou resolução que altera regras relativas à comercialização de combustíveis. O novo regulamento modifica a Resolução ANP 41/2013 (trata da atividade de revenda varejista de combustíveis automotivos), a Resolução ANP 8/2007 (estabelece os requisitos para o exercício da atividade de transportador revendedor retalhista – TRR) e a Resolução ANP 58/2014 (normatiza a atividade de distribuidor de combustíveis).

As medidas aprovadas, que foram submetidas à consulta e audiência públicas, vêm sendo discutidas pela ANP desde 2018, com o início da greve dos caminhoneiros. Na ocasião, a Agência adotou um conjunto de medidas de flexibilização, excepcionais e temporárias, com o intuito de garantir o abastecimento. Depois do fim da greve, e em especial, após a publicação da Lei 13.874/2020 (Lei de Liberdade Econômica), a ANP passou a avaliar de maneira mais ampla possíveis alterações que pudessem aumentar a eficiência no mercado de combustíveis no Brasil.

Principais alterações:

1. Regulamentação do delivery de combustíveis. Após a execução de criterioso projeto piloto, a atividade de delivery poderá ser exercida a partir de autorização específica da ANP. Nesse momento, tal atividade estará restritra ao etanol hidratado e gasolina C. Para aderir ao programa, o posto deverá estar adimplente com o Programa de Monitoramento da Qualidade da ANP (PMQC) e o delivery deverá ser feito até os limites do município onde se encontra o revendedor varejista autorizado pela ANP.
2. Permissão expressa aos TRRs para comercializarem de gasolina C. Originalmente, os TRRs estavam autorizados a comercializar somente diesel. No entanto, em 30/09/2021 a Diretoria da ANP aprovou a comercialização de etanol hidratado pelos TRRs. Portanto, com a publicação da nova resolução, os TRRs possuem permissão expressa para comercialização de gasolina C e etanol hidrtado.
3. Preços dos combustíveis serão expressos com duas casas decimais. Com prazo para entrada em vigor de 180 dias após a publicação da nova resolução, os preços por litro de todos os combustíveis automotivos comercializados deverão ser expressos pelos postos revendedores com duas casas decimais (em vez das atuais três casas decimais) no painel de preços e nas bombas medidoras, facilitando o entendimento dos consumidores;
4. Aprimoramento da base de dados de localização dos postos revendedores. Com a publicação da nova resolução, passará a ser obrigatório, também, o envio à ANP das coordenadas georreferenciadas (GPS) do posto revendedor quando do pedido de autorização para o exercício da atividade à ANP, o que trará grandes benefícios sobretudo à fiscalização do mercado pela Agência;
5. Alteração na “tutela de fidelidade à bandeira”. As novas regras determinam que o revendedor varejista deve informar em cada bomba medidora, de forma destacada e de fácil visualização, o CNPJ, a razão social ou o nome fantasia do distribuidor fornecedor do respectivo combustível automotivo. Caso opte por exibir marca comercial de um distribuidor de combustíveis e comercializar combustíveis de outros fornecedores, deverá exibir, na identificação do combustível, o nome fantasia dos fornecedores.

   As determinações sobre “tutela de fidelidade à bandeira” estão alinhadas com a Medida Provisória n°1.063, de agosto de 2021, que dispôs, entre outros temas, sobre regras de comercialização de combustíveis pelos postos revendedores. A MP lançou novo regramento ao tema, por meio da inclusão de artigo específico na Lei do Petróleo (Lei nº 9.478, de 1997): “O revendedor varejista que optar por exibir a marca comercial de distribuidor de combustíveis líquidos poderá comercializar combustíveis de outros fornecedores, na forma da regulação aplicável, e desde que devidamente informado ao consumidor” (artigo 68-D). A MP previu ainda que a disposição que consta do artigo deveria ser regulamentada pela ANP, no prazo de noventa dias, contados da data de sua publicação.

A Petrobras retornou ao quadro associativo do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC).

A Petrobras foi membro do IBGC de 2002 a 2015 e o seu retorno ao quadro associativo foi possível diante de diversos aprimoramentos e medidas de governança e conformidade adotadas pela Companhia.

Desde 2014, a Petrobras implementou uma série de medidas preventivas e corretivas, incluindo novos procedimentos, atividades e melhorias de controles, tais como: (a) criação da Diretoria de Governança e Conformidade, com o objetivo de assegurar a conformidade processual e mitigar riscos nas atividades da Companhia, dentre eles, os de fraude e corrupção; (b) criação de novos Comitês Estatutários de assessoramento ao Conselho de Administração; (c) alteração do Estatuto Social, para exigir um percentual maior de membros do Conselho de Administração independentes (40%); (d) aprovação de Política de Indicação, que estabelece requisitos mínimos para a nomeação de membros da Alta Administração; (e) estruturação de novo Canal de Denúncia, supervisionado pela Ouvidoria-Geral; (f) migração de suas ações para o segmento de listagem do Nível 2 de Governança Corporativa da B3, que exige o atendimento de regras de governança diferenciadas e o aprimoramento da qualidade das informações prestadas; (g) criação do Código de Conduta Ética, que une o Código de Ética com o Guia de Conduta, em linha com as melhores práticas de integridade corporativa; e (h) criação do Programa Petrobras de Prevenção da Corrupção (PPPC) e disseminação da cultura de integridade.

Essas iniciativas reafirmam o compromisso da Petrobras com a melhoria contínua de sua governança corporativa, bem como seu alinhamento às melhores práticas de mercado e o compromisso de resgatar e reforçar seus valores corporativos: respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente; ética e transparência; orientação ao mercado; superação e confiança; e resultados. A Companhia segue fortalecendo sua governança corporativa para estar alinhada às boas práticas do mercado, aos objetivos definidos em seu Plano Estratégico, e à legislação e regulação aplicáveis.

A associação da Companhia ao IBGC é uma forma de colaborar para o desenvolvimento da governança corporativa e participar ativamente das iniciativas do Instituto. Esse retorno ratifica o compromisso da Petrobras com a melhoria contínua de seus processos e controles internos, bem como o alinhamento às melhores práticas de governança corporativa do mercado.

Sobre o IBGC

O IBGC é uma organização sem fins lucrativos, referência nacional e internacional em governança corporativa. O instituto contribui para o desempenho sustentável das organizações por meio da geração e disseminação de conhecimento das melhores práticas em governança corporativa, influenciando e representando os mais diversos agentes, visando uma sociedade melhor.