Dia: 1 de fevereiro de 2022

O Polo GasLub, em Itaboraí, Rio de Janeiro, começa a receber gás natural do pré-sal, etapa importante para entrada em operação da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), ainda este ano

O presidente da República, Jair Bolsonaro, e o presidente da Petrobras, Joaquim Silva e Luna, acompanhados do governador do Rio de Janeiro, Cláudio Castro; do ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque; e do prefeito de Itaboraí, Marcelo Delaroli, dentre outras autoridades, participaram do início dos testes operacionais do Polo GasLub, em Itaboraí, no estado do Rio de Janeiro.

A unidade começará a receber, ainda este ano, gás natural do pré-sal, etapa importante para a entrada em operação da Unidade de Processamento de Gás natural (UPGN). É um marco simbólico, pois representa a retomada e o saneamento do antigo Comperj, cujas obras e promessas iniciaram-se em 2006 e representaram prejuízo de R$ 28,3 bilhões para a sociedade brasileira.

Na manhã da última segunda-feira (31/1), após as obras terem sido paralisadas em meio às denúncias de corrupção, começam os testes para o início da primeira operação sustentada por investimentos íntegros e responsáveis. Com o início dos testes, o Polo GasLub passou a receber gás natural não processado (gás rico), proveniente do Terminal de Cabiúnas. Quando a UPGN estiver em operação, além do gás do pré-sal da Bacia de Santos, receberá gás também dos demais ativos que utilizam o Sistema Integrado de Escoamento (SIE), via Projeto Integrado Rota 3 (PIR3).

“Mais que um conjunto de instalações e de unidades de processamento, estamos tratando de um projeto multipropósito de grande valor estratégico para o Brasil, que contribuirá para uma maior segurança energética nacional”, afirmou o presidente da Petrobras, Joaquim Silva e Luna. “O gás natural que chega a Itaboraí nos faz vislumbrar um cenário promissor para a atração de petroquímicas, siderúrgicas, usinas de fertilizantes, fábricas de vidro e cerâmica, entre diversas outras indústrias, que conformarão o ora sonhado Complexo Industrial do GasLub”.

A entrada de gás natural no Polo GasLub ocorre através do gasoduto Guapimirim-Comperj I (Gaserj) e viabiliza o início das operações dos sistemas de utilidades, principalmente da Unidade de Geração e Distribuição de Vapor. Esses sistemas garantirão o fornecimento das instalações e equipamentos necessários para a entrada em operação da UPGN, prevista para 2022. Além das unidades que estão entrando em fase de testes, já estão funcionando a estação de tratamento de água, as subestações responsáveis pela distribuição da energia elétrica para o empreendimento, o Centro Integrado de Controle (CIC), os sistemas de utilidades auxiliares e o ‘flare’ (equipamento que realiza a queima de gases residuais).

A UPGN integra o escopo do Projeto Rota 3, que envolve também o gasoduto (composto por trechos submarino e terrestre) e a infraestrutura para operação e controle e os sistemas de utilidades (vapor, água, ar-comprimido, força e outros). O projeto terá capacidade para escoar e processar 21 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural provenientes do polo pré-sal da Bacia de Santos. Juntos, o Rota 3 e as Rotas 1 (UPGN Caraguatatuba/SP) e 2 (Terminal Cabiúnas/RJ) – as duas últimas já em operação — disponibilizarão capacidade total para escoar 44 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Para o ministro Bento Albuquerque, o Polo GasLub Itaboraí “trará maior a segurança energética para o Brasil, à medida que aumentará a capacidade de escoamento de gás do pré-sal brasileiro, possibilitando futuras reduções da nossa dependência externa de gás natural liquefeito”.

O governador do Rio de Janeiro, Cláudio Castro destacou a importância do GasLub para o estado. “Gerar energia é a nossa vocação natural. O Rio de Janeiro é responsável por 63% da produção de gás natural do país, e a parceria com a Petrobras no GasLub permitirá a implantação de um polo industrial atraente em Itaboraí, incentivando o desenvolvimento de uma cadeia produtiva de materiais e equipamentos do setor. Seguimos trabalhando para consolidar o estado como principal ‘hub’ energético do Brasil e garantir uma economia mais sustentável, com geração de emprego e renda para a população fluminense”.

De acordo com o Plano Estratégico 2022-2026 da Petrobras, está em avaliação a integração dos ativos da Polo GasLub Itaboraí, com a refinaria Duque de Caxias (Reduc), para produção de óleos lubrificantes básicos e combustíveis, com investimento previsto de US$ 1,5 bilhão. Também está em estudos a construção de uma usina termelétrica no Polo GasLub.

Foi publicado no Diário Oficial da União (DOU), decreto do Presidente da República com os nomes dos três servidores que integrarão a lista de substituição da ANP a partir de (31/01/2022), por um período de até dois anos: Luiz Henrique Bispo (superintendente de Conteúdo Local) e Cláudio Jorge de Souza (superintendente de Dados Técnicos) e Marina Abelha (superintendente de Exploração).

Segundo a Lei 9.986/2000, com redação dada pela Lei Geral das Agências (Lei nº 13.848/2019), devem ser selecionados três nomes entre os servidores das agências reguladoras, ocupantes dos cargos de superintendente, gerente-geral ou equivalente hierárquico, para atuarem como substitutos em caso de vacância na diretoria do órgão. Para cada vaga na lista, a Agência deve indicar três nomes, para escolha e designação pelo Presidente da República.

Luiz Henrique Bispo, Cláudio Jorge de Souza e Marina Abelha fazem parte da lista tríplice encaminhada pela ANP à Presidência da República em setembro de 2021. Na ocasião, foram encaminhados os nomes de nove servidores escolhidos pela Diretoria Colegiada, divididos em três listas tríplices, para o Presidente da República selecionar três para compor a lista tríplice final.

Cada servidor que integra a lista tríplice poderá atuar como substituto por até 180 dias ou até a posse do diretor que exercerá mandato fixo,  mediante indicação e nomeação pelo Presidente da República, após aprovação pelo Senado Federal.

Há três diretorias vagas na ANP, no momento (II, III e IV). Nos próximos dias, serão publicadas no DOU as portarias com a convocação dos substitutos e as diretorias pelas quais responderão.

A lista tríplice anterior foi composta por José Gutman (superintendente de Governança e Estratégia), Marcelo Castilho (superintendente de Desenvolvimento e Produção) e Raphael Moura (superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente).

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) identificou mais de 80 gigawatts (GW) de projetos de geração de energia eólica offshore (alto-mar) que estão em processo de licenciamento ambiental.

Neste novo balanço, o órgão elaborou um mapa que aponta a localização dos projetos na costa brasileira. No total, o Ibama analisa 36 processos com proposta de instalação de aerogeradores espalhados pelo litoral do Rio Grande do Sul, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Ceará.

Segundo dados do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC, na sigla em inglês), no final de 2020, o mundo somava 35,3 GW em operação. O total de projetos no Ibama é mais do que duas vezes maior.

No último levantamento, feito em agosto de 2021, o órgão identificou 23 projetos que totalizaram 46 GW. O salto de projetos aconteceu em janeiro de 2022 e reflete a expectativa do mercado sobre o decreto 10.946/2022 do governo federal com as principais diretrizes para os projetos eólicos.

Na analise da presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, a quantidade de projetos de eólica offshore em análise no Ibama reflete o interesse do investidor e o potencial que o Brasil tem com os ventos marítimos.

“Importante mencionar ainda que o recente decreto oferece uma base de segurança para que mais investidores comecem a apresentar seus projetos. Além disso, nosso histórico de sucesso da eólica onshore [terrestre] é um ponto importante, porque é um reflexo da nossa sólida indústria, da nossa capacidade de debate técnico, regras claras e também opções de financiamento”, diz Gannoum.

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 07/12/2020 e 01/02/2021, informa que finalizou sem êxito as negociações junto à Eneva S.A. para venda da totalidade de sua participação em um conjunto de sete concessões de produção terrestres, denominado Polo Urucu, localizado na Bacia de Solimões, no estado do Amazonas.

Apesar dos esforços envidados por ambas as empresas nesse processo, ao longo da negociação, não foi possível convergir para um acordo em certas condições críticas, optando-se pelo encerramento das negociações em curso, sem penalidades para nenhuma das partes.

Dessa maneira, a Petrobras decidiu encerrar o atual processo competitivo e avaliará as melhores alternativas para essas concessões.

A Petrobras reforça o seu compromisso com a ampla transparência de seus projetos de desinvestimento e de gestão de seu portfólio e afirma seu foco em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos, com alta produtividade e com menores emissões de gases de efeito estufa.

A Petrobras informa que suas estimativas de reservas provadas de óleo, condensado e gás natural, segundo critérios da SEC (US Securities and Exchange Commission), resultaram em 9,88 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), em 31 de dezembro de 2021. Deste total, 85% são de óleo e condensado e 15% de gás natural.

Em 2021, a Petrobras realizou a maior adição de reservas de sua história (1,97 bilhão de boe), resultando na reposição de 219% da produção desse ano, já considerando os desinvestimentos. Estes resultados evidenciam nossa trajetória de aprimoramento do sistema de gestão, com foco na maximização da geração de valor dos nossos ativos.

Foram adicionadas reservas, principalmente, em função do avanço no desenvolvimento do campo de Búzios, decorrente da aquisição do excedente da Cessão Onerosa e assinatura do acordo de coparticipação, e de investimentos em novos projetos para aumento da recuperação em outros campos das Bacias de Santos e Campos, além de apropriações pelo bom desempenho dos reservatórios. O aumento de reservas foi também impulsionado pela apreciação do preço do petróleo.

O indicador R/P (relação entre as reservas provadas e a produção) aumentou para 11,0 anos.

A evolução das reservas provadas consta no gráfico abaixo.

A Petrobras, historicamente, submete à certificação pelo menos 90% de suas reservas provadas segundo o critério SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a DeGolyer and MacNaughton (D&M).

A Petrobras também estima reservas segundo o critério ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers). Em 31 de dezembro de 2021, as reservas provadas segundo este critério atingiram 10,29 bilhões de barris de óleo equivalente. As diferenças entre as reservas estimadas pelos critérios ANP/SPE e SEC estão associadas, principalmente, à utilização de diferentes premissas econômicas e à possibilidade de se considerar como reservas, no critério ANP/SPE, os volumes previstos de serem produzidos além do prazo contratual de concessão nos campos do Brasil, de acordo com o regulamento técnico de reservas da ANP.

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 23/12/2020, 27/08/2021 e 19/01/2022, informa que o Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada hoje, aprovou a venda da totalidade de sua participação (100%) em um conjunto de 22 concessões de campos de produção terrestres e de águas rasas, juntamente à sua infraestrutura de processamento, refino, logística, armazenamento, transporte e escoamento de petróleo e gás natural, localizadas na Bacia Potiguar, no estado do Rio Grande do Norte – RN, denominados conjuntamente de Polo Potiguar, para a empresa 3R Potiguar S.A., subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A.. A celebração do contrato de compra e venda e as etapas subsequentes serão divulgadas ao mercado oportunamente.

O valor total da venda é de US$ 1,38 bilhão, sendo (a) US$ 110 milhões pagos na data de assinatura do contrato de compra e venda; (b) US$ 1,04 bilhão no fechamento da transação e (c) US$ 235 milhões que serão pagos em 4 parcelas anuais de US$ 58,75 milhões, a partir de março de 2024. Os valores não consideram os ajustes devidos até o fechamento da transação, que está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. A Petrobras segue concentrando cada vez mais os seus recursos em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos, produzindo óleo de melhor qualidade e com menores emissões de gases de efeito estufa.

Sobre o Polo Potiguar

O Polo Potiguar compreende três subpolos (Canto do Amaro, Alto do Rodrigues e Ubarana), totalizando 22 Campos, sendo 3 concessões marítimas e 19 concessões terrestres localizadas no Rio Grande do Norte, além de incluir acesso à infraestrutura de processamento, refino, logística, armazenamento, transporte e escoamento de petróleo e gás natural. As concessões do subpolo Ubarana estão localizadas em águas rasas, entre 10 e 22 km da costa do município de Guamaré-RN. As demais concessões dos subpolos Canto do Amaro e Alto do Rodrigues são terrestres.

A produção média do Polo Potiguar de 2021 foi de 20,6 mil barris de óleo por dia (bpd) e 58,1 mil m³/dia de gás natural. Além das concessões e suas instalações de produção, está incluída na transação a estrutura de refino integrada ao processo de produção de óleo e gás, composta pela Refinaria Clara Camarão, localizada em Guamaré/RN com capacidade instalada de refino de 39.600 bpd.

Sobre a 3R Potiguar S.A.

A 3R Potiguar S.A. é uma empresa com foco no redesenvolvimento de campos maduros e em produção, controlada pela 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. (3R Petroleum), companhia listada no Novo Mercado da bolsa brasileira.