Estados e municípios receberão repasse de R$ 7,7 bilhões do Governo Federal relativo à arrecadação com bônus de assinatura no leilão dos excedentes da cessão onerosa dos campos de Sépia e Atapu, no Pré-Sal. O leilão, realizado pela ANP em dezembro de 2021, teve arrecadação de R$ 11,1 bilhões em bônus de assinatura. O total distribuído aos estados, DF e municípios é de R$ 7.676.200.000,00. Os pagamentos ocorrem nos dias 20/05 e 24/05 e serão realizados pelo Banco do Brasil.
Prazo de concessão que era até 2033 foi prorrogado para 2044; Sistema Definitivo deve entrar em operação com seis poços em 2024
A Enauta obteve da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a aprovação do novo Plano de Desenvolvimento e a prorrogação contratual por mais 11 anos do Campo de Atlanta, na Bacia de Santos.
Com o aval do órgão regulador, o prazo da concessão do Campo de Atlanta, que era até 2033, foi prorrogado para 2044. A aprovação está condicionada ao plano de atividades proposto pela Enauta, disponível na resolução de diretoria no site da ANP.
O Plano de Desenvolvimento prevê a entrada do Sistema Definitivo, que iniciará a operação com seis poços, em 2024. A perfuração de mais quatro poços está prevista para fases posteriores do projeto, até 2029.
“A aprovação do novo Plano de Desenvolvimento e da prorrogação contratual permite aumentar consideravelmente o volume de petróleo a ser produzido no Campo”, afirma o CEO da companhia, Décio Oddone. De acordo com o executivo, os 11 anos adicionais de produção possibilitam um aumento significativo nas reservas 2P.
Implantação do Sistema Definitivo – O Campo de Atlanta é 100% operado pela Enauta. Em fevereiro desse ano, a empresa conseguiu a aprovação para implantação do Sistema Definitivo (SD). O projeto contará com investimentos de até US$ 1,2 bilhão e pode aumentar a capacidade de produção do Campo para até 50 mil barris de petróleo por dia.
Segundo Oddone, a companhia já assinou 90% dos contratos para a implantação Sistema Definitivo, o que dá maior previsibilidade em relação ao custo e prazo do projeto. “A implantação do Sistema Definitivo de Atlanta aumentará substancialmente a produção e a resiliência da companhia. Fechamos a maior parte dos contratos antes do aquecimento do setor, então conseguimos calibrar custos e esperamos colher bons resultados”.
Reservas – A certificação de reservas da GaffneyCline para o Campo de Atlanta, atualizada em 31 de dezembro de 2021, indica reservas 2P de 105,7 milhões de barris. Já os recursos contingentes 2C são de 31,9 milhões de barris e estão sujeitos à referida prorrogação contratual. Esses volumes são candidatos a serem promovidos à classe de reservas, o que será objeto de nova avaliação e certificação, a ser divulgada oportunamente pela Companhia. De acordo com avaliação da área técnica da Companhia, as reservas 2P terão um aumento superior a 35%, sujeito à futura certificação independente.
Sobre a Enauta
A Enauta é uma das principais empresas de controle privado do setor de exploração e produção no Brasil. Com equilibrada atuação ao longo da costa do país, possui dois ativos produtores: o Campo de Atlanta, localizado nas águas profundas da Bacia de Santos, no qual detém a operação com 100% de participação, e o Campo de Manati, um dos principais fornecedores de gás da região Nordeste, no qual detém 45% de participação. Listada no Novo Mercado da B3 desde 2011, por meio do ticker ENAT3, a Enauta atua com foco na geração de valor para seus acionistas e sociedade em geral, incluindo seu forte compromisso com as questões ESG.
Planta-piloto será a primeira a entrar em funcionamento no Brasil
A Shell Brasil e o Porto do Açu assinaram um Memorando de Entendimento (MoU, na sigla em inglês) para o desenvolvimento conjunto de uma planta-piloto de geração de hidrogênio verde nas instalações do porto, localizado na região norte do estado do Rio de Janeiro. O projeto é pioneiro no Brasil e funcionará como um laboratório de pesquisa para desenvolver aprendizado, realizar testes de descarbonização e impulsionar essa indústria no País.
Os recursos para a construção da unidade vêm da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação (PD&I) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que determina a aplicação obrigatória de um percentual da receita bruta da produção, em projetos que estimulem a pesquisa e a adoção de novas tecnologias no setor de energia. A Shell Brasil deverá investir entre US$ 60 milhões e US$ 120 milhões em PD&I em 2022.
A planta-piloto, que deverá ficar pronta em 2025, terá capacidade inicial de 10 MW podendo chegar a 100 MW, obedecendo o plano de expansão da unidade. Inicialmente, a energia elétrica oriunda da rede nacional será conectada à planta de eletrólise, que terá como principal produto o hidrogênio renovável. Parte deste hidrogênio gerado será destinado à armazenagem e posterior envio a potenciais consumidores. O hidrogênio remanescente é destinado à planta de geração de amônia renovável.
“Este é um projeto de imensa importância não somente para a Shell e seus parceiros, como para o Brasil. Almejamos com este piloto fomentar todo o desenvolvimento da cadeia de valor da geração de hidrogênio renovável, desde os fornecedores da tecnologia, passando pelo domínio da operação de planta até a formação de mão-de-obra especializada. Além disso, pretendemos viabilizar uma série de provas de conceito referente à descarbonização de setores. Será um verdadeiro laboratório de geração de conhecimento e valor tanto para a Shell quanto para o país,” declarou o presidente da Shell Brasil, André Araujo. A planta-piloto é mais um passo da Shell Brasil rumo à redução da pegada de CO2 de seus negócios, em linha com as metas do Acordo de Paris e com a estratégia Impulsionando o Progresso, lançada em fevereiro de 2021.
“A assinatura desse acordo é um marco no desenvolvimento do mercado de hidrogênio verde no Brasil. A infraestrutura de classe mundial do Porto do Açu é um componente essencial para acelerar o desenvolvimento de projetos de baixo carbono e para a descarbonização da indústria. Estamos muito felizes em unir forças com a Shell e contribuir com os esforços de transição para uma economia de baixo carbono”, declarou José Firmo, CEO do Porto do Açu.
Globalmente, a Shell tem projetos de geração de hidrogênio na Alemanha, Países Baixos e China. O Porto do Açu é uma plataforma multinegócios, desenvolvida pela Prumo Logística, controlada pela EIG Energy Partners, investidor institucional líder no mercado global de energia e infraestrutura. O empreendimento portuário já possui projetos em hidrogênio verde, energia solar e eólica offshore.
Com 109 anos no país, a Shell é uma empresa de energia integrada com participação em Upstream, no Novo Mercado de Gás Natural, Trading, Pesquisa & Desenvolvimento e no Desenvolvimento de Energias Renováveis, com um negócio de comercialização no mercado livre e produtos ambientais, a Shell Energy Brasil. Aqui, a distribuição de combustíveis é gerenciada pela joint-venture Raízen, que recentemente adquiriu também o negócio de lubrificantes da Shell Brasil.
A companhia trabalha para atender à crescente demanda por energia de forma econômica, ambiental e socialmente responsável, avaliando tendências e cenários para responder ao desafio do futuro da energia.
Com atividades iniciadas em 2014, o Porto do Açu possui o terceiro maior terminal de minério de ferro do Brasil, é responsável por 30% das exportações brasileiras de petróleo, ergue o maior parque térmico da América Latina e abriga a maior base de apoio offshore do mundo. Ao todo já são 19 empresas já instaladas. Considerado como porta de entrada para os investimentos verdes no país, o Açu promove sua industrialização com base em projetos com menor emissão de carbono e geração de energia limpa para incrementar suas matrizes energéticas sustentáveis.
A Diretoria Colegiada da ANP aprovou a prorrogação contratual da fase de produção de três campos produtores: Leste de Poço Xavier (Bacia Potiguar), Boa Esperança (Bacia Potiguar) e Atlanta (Bacia de Santos). O vencimento inicial dos contratos estava previsto para 05/08/2025 (Leste do Poço Xavier e Boa Esperança) e 26/12/2033 (Atlanta) e foi estendido até 31/12/2036, 05/08/2052 e 30/06/2044 respectivamente. Com as aprovações de hoje são ao todo 56 campos, em sua maioria da Rodada Zero (1998), com a fase de produção prorrogada, sendo 29 em terra e 27 no mar, nas bacias de Campos, Recôncavo, Potiguar, Alagoas, Espírito Santo, Amazonas, Santos e Camamu.
Com a prorrogação fase de produção, em vez do encerramento do contrato de concessão na data originalmente prevista, a produção não é interrompida, mantendo-se, portanto, os benefícios a ela associados, tais como o pagamento de participações governamentais, a contratação de serviços associados às operações e a manutenção e a geração de novos empregos. Outro benefício é que o conhecimento detido pelo atual operador lhe permite construir modelos mais precisos sobre o comportamento do campo, maximizando a produção e gerando ganhos de eficiência.
Nos próximos cinco anos, os campos que já foram prorrogados possuem previsão de investimentos de 17,3 bilhões de dólares.
A ANP vem trabalhando para analisar de forma ágil os pleitos de prorrogação contratual da fase de produção e tem promovido aprimoramentos contínuos, como a otimização de processos internos e a utilização do enquadramento de campos e acumulações de economicidade marginal para modelo simplificado de Plano de Desenvolvimento, na Agenda Regulatória da ANP 2022-2023.
A possibilidade de prorrogação da fase de produção dos contratos de campos oriundos da Rodada Zero está prevista na Resolução 2/2016 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), entendimento que foi estendido para campos oriundos de outras rodadas pela Resolução 6/2020 do CNPE. Ao todo já foram analisados pela ANP, desde 2016, 65 pedidos de prorrogação da fase de produção de contratos.
Para serem aprovados, os pedidos de prorrogação devem atender às seguintes diretrizes: a prorrogação deverá ser efetuada apenas para os campos cuja extensão do prazo de produção se mostre viável para além do período contratual original; as concessionárias interessadas na prorrogação de que trata o caput deverão submeter à aprovação da ANP o novo Plano de Desenvolvimento, indicando os investimentos a serem realizados; o prazo de prorrogação deverá ser compatível com as expectativas de produção decorrentes do novo Plano de Desenvolvimento e dos novos investimentos, limitado a vinte e sete anos. O descumprimento dos compromissos de investimento e produção, após análise da ANP, poderá dar início a um processo administrativo visando à perda de eficácia da prorrogação.
A relação de pedidos de prorrogação da fase de produção pode ser consultada na página Dados de E&P, na aba “Campos na fase de produção com pedido de prorrogação aprovados e reprovados”.
