Dia: 19 de dezembro de 2022

A sociedade classificadora DNV (Det Norske Veritas) emitiu uma recertificação para uma embarcação flutuante, de produção, armazenamento e descarga (FPSO) trabalhando em um campo operado pela Enauta offshore no Brasil.

A Enauta divulgou que a recertificação do FPSO Petrojarl I possibilitará a prorrogação do atual contrato de afretamento com a Altera Infrastructure por até dois anos, até maio de 2025.

Carlos Mastrangelo , COO da Enauta, comentou: “A recertificação é uma etapa relevante no processo de transição do Sistema de Produção Antecipada (EPS) de Atlanta para o Sistema de Desenvolvimento Integral (FDS), pois elimina o principal risco para a operação e produção da empresa no curto prazo e abre caminho para a geração contínua de caixa até o início das operações do FDS, previsto para meados de 2024.”

Graças a uma extensão de contrato a partir de janeiro de 2022 , este FPSO continuará operando no campo até a entrada do FDS , que está prevista para meados de 2024, inicialmente com seis poços , chegando a dez poços em 2029 .

Para tanto, a Enauta fechou contrato de compra com a malaia Yinson – com base na Carta de Intenções (LoI) de dezembro de 2021 – do FPSO OSX-2 , que foi encerrado em fevereiro . Atualmente, a embarcação está sendo convertida no Dubai Drydocks World .

Concluída a conversão, a embarcação – FPSO Atlanta – será implantada no campo de Atlanta e operada na Classe ABS .

Com reservas estimadas em 106 MMbbl, o campo de Atlanta , localizado no bloco BS-4, na Bacia de Santos, em lâmina d’água de 1.500 metros, é operado pela Enauta Energia, subsidiária integral da empresa, que também possui 100 por cento de juros neste ativo.

A  versão final do Relatório de Impacto Regulatório sobre a alteração da Resolução ANP nº 869/2022, que dispõe sobre os requisitos e procedimentos da acreditação, pela Agência, de organismos de certificação de conteúdo local de bens e serviços. O relatório passou por consulta pública de 60 dias para permitir a participação do mercado e da sociedade no levantamento de informações e receber contribuições para o aprofundamento desses estudos.

O relatório aponta como a melhor alternativa para o alcance dos objetivos pretendidos a alteração da resolução, passando por futuras consulta a audiência públicas, após concluídas as etapas para aprovação pela Diretoria Colegiada da ANP. A Agência identificou oportunidades de melhoria no que está previsto na resolução em relação à abrangência e simplificação de requisitos e procedimentos gerais relacionados com:

– A acreditação concomitante no Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) para os organismos de certificação;
– O registro de certificados de conteúdo local e de cancelamento da acreditação;
– A aplicação de sanções por descumprimento dos requisitos;
– A revisão e consolidação de formulários e orientações complementares ao estabelecido da resolução; e
– As auditorias e atividades de supervisão da ANP.

O que é Análise de Impacto Regulatório (AIR)

Análise de impacto regulatório (AIR) é um procedimento prévio e formal regulamentado pelo Decreto nº 10.411/2020, que visa à reunião da maior quantidade possível de informações sobre um determinado tema regulado pela Agência, para avaliar os possíveis impactos das alternativas de ação disponíveis para o alcance dos objetivos pretendidos. A AIR tem como finalidade orientar e subsidiar a tomada de decisão e contribuir para tornar a regulação mais efetiva, eficaz e eficiente. .

O que são conteúdo local e acreditação

Os compromissos de conteúdo local são os assumidos pelas empresas de exploração e produção de petróleo e gás natural de contratação de um percentual mínimo de bens e serviços nacionais. A acreditação consiste no reconhecimento formal, pela ANP, da competência de organismos de certificação para atenderem requisitos previamente definidos e realizar com confiança atividades de certificação de conteúdo local. A certificação é regulada pela Resolução ANP nº 19/2013 e consiste em aferir o percentual de conteúdo local em determinado fornecimento de bem ou serviço e atestá-lo publicamente.

A Diretoria da ANP aprovou, proposta de acordo para resilição de contratos de blocos exploratórios marítimos operados pela Petrobras suspensos por longos períodos em razão de atraso no licenciamento ambiental. Para que ocorra a resilição, a empresa terá que transferir investimentos associados aos Programas Exploratórios Mínimos (PEM) não realizados para outras concessões na Margem Equatorial Brasileira, na forma de perfuração de dois novos poços exploratórios, como investimentos adicionais aos seus respectivos contratos receptores.   

Com a medida, será possível destravar investimentos que poderão ser efetivamente realizados em áreas concedidas na Margem Equatorial Brasileira, região brasileira de altíssimo potencial para novas descobertas, a exemplo do sucesso exploratório alcançado nas bacias sedimentares análogas da Guiana, Suriname e Costa Oeste Africana, mas cuja última perfuração de poço exploratório ocorreu em 2015.   

Atualmente, a ANP é responsável pela gestão dos contratos de 295 blocos exploratórios. Desse total, 42 estão com seus contratos suspensos em razão de atraso no licenciamento ambiental. Entre esses blocos, há casos cujo tempo decorrido de processo de licenciamento ambiental perdura por tempo superior a uma década, o que se configura claramente como uma anomalia, diminuindo a expectativa de cumprimento dos compromissos contratuais. Dessa forma, o acordo se apresenta como uma solução para contratos que se enquadrem nesse cenário.   

Os critérios utilizados para seleção dos contratos que fizeram parte do acordo foram:  

• Blocos suspensos por atraso no licenciamento ambiental e localizados total ou parcialmente a menos de 50km da costa (por não serem mais considerados para licitação atualmente pela ANP); e/ou  

• Blocos suspensos por atraso no licenciamento ambiental que estejam com pedido de licenciamento em análise por mais de 10 anos e que tenha sido feita solicitação de Estudo de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), em razão de maior sensibilidade ambiental da região. 

Um total de oito contratos, incluindo 15 blocos, se enquadram atualmente nos critérios descritos: BM-J-4 (blocos J-M-115, J-M-165, J-M-3, J-N-5 e J-M-63 ) e BM-J-5 (blocos J-M-59 e J-M-61), na Bacia de Jequitinhonha; BM-CAL-9 (bloco CAL-M-188), BM-CAL-10 (blocos CAL-M-3, CAL-M-58 e CAL-M-60), BM-CAL-11 (bloco CAL-M-248) e BM-CAL-12 (bloco CAL-M-372), na Bacia de Camamu-Almada; e BM-PEPB-1 (bloco PEPB-M-783) e BM-PEPB-3 (bloco PEPB-M-839), na Bacia de Pernambuco-Paraíba. Todos são operados pela Petrobras com 100% de participação no consórcio, com exceção dos contratos BM-CAL-12, BM-PEPB-1 e BM-PEPB-3, em que há a participação de outras empresas.    

Estes contratos possuem um valor de, aproximadamente, R$ 475 milhões em garantias financeiras para cumprimento do PEM. Os parceiros da Petrobras optaram por não participar do acordo, de forma que pagarão em pecúnia para a União seu montante proporcional referente ao PEM não realizado (valor de cerca de R$ 34,9 milhões). Os R$ 440 milhões restantes, referentes ao valor garantido pelo Programa Exploratório Mínimo (PEM) não realizado dos contratos com 100% de participação da Petrobras, somados ao valor correspondente à participação da Petrobras no PEM dos contratos BM-CAL-12, BM-PEPB-1 e BM-PEPB-3, serão transferidos para perfuração de dois novos poços em outros blocos operados pela empresa na Margem Equatorial.     

Os contratos escolhidos pela Petrobras e aprovados pela ANP para configurarem como receptores dos investimentos na forma de atividade de perfuração de poço exploratório são:  

• POT-M-762_R15 – bloco POT-M-762 (Bacia Potiguar); e  
• BM-BAR-1, Plano de Avaliação de Descoberta do bloco BM-BAR-1 (Alcântara, Bacia de Barreirinhas), OU no POT-M-952_R11, bloco POT-M-952.

O valor estimado para a perfuração dos dois novos poços será de, no mínimo, R$ 579 milhões (a depender da locação do segundo poço, poderá chegar a R$ 687 Milhões). Esse montante supera em mais de R$ 100 milhões os valores a serem transferidos dos contratos resilidos pelo acordo em questão, o que demonstra vantagem para a União, além de efetivar a perfuração de dois poços em uma nova fronteira exploratória brasileira.  Os investimentos referentes aos compromissos de perfuração a serem realizados em face do acordo deverão ser integralmente assegurados por garantias financeiras, que deverão seguir as regras do contrato para o qual o investimento será transferido e cujo valor deverá ser correspondente aos custos dos poços compromissos do acordo, previamente aprovados pela ANP.    

O que é bloco exploratório  

Parte de uma bacia sedimentar, onde são desenvolvidas atividades de exploração de petróleo e gás natural.    

O que é Programa Exploratório Mínimo (PEM)  

Corresponde às atividades exploratórias a serem obrigatoriamente cumpridas pelo concessionário durante a fase de exploração, que é a fase inicial de um contrato de exploração e produção de petróleo e/ou gás natural. 

A Diretoria da ANP aprovou instrução normativa (IN) que define diretrizes para avaliação dos novos entregues à Agência visando à prorrogação da fase de produção dos contratos de campos produtores de petróleo e gás natural. A IN também traz as diretrizes para análise de pedidos de redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental que venha a ocorrer nesses campos.   

A medida atende às disposições dos contratos de concessão e às principais diretrizes das Resoluções do CNPE (2/2016, 17/2017, 4/2020, 6/2020 e 5/2022) relativas ao aumento da atratividade do setor de petróleo e gás no Brasil, por meio de ações como extensão dos contratos e da vida útil dos campos, redução de alíquotas de royalties e maximização dos fatores de recuperação da produção.  

A análise dos planos de desenvolvimento com pedidos de prorrogação de vigência dos contratos, de acordo com a IN, deverá observar aspectos como priorização da continuidade da produção nos campos, exploração e produção de petróleo de forma sustentável e compatível com as melhores práticas da indústria; e a realização de investimentos firmes no curto prazo, compatíveis com a maximização da recuperação dos reservatórios, de forma a garantir o maior retorno para a sociedade brasileira.   

Plano de desenvolvimento é o documento preparado pelo concessionário contendo o programa de trabalho e o investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural, nos termos do contrato de concessão. É um instrumento utilizado em toda a indústria do petróleo, imprescindível para que a ANP conheça e acompanhe o desenvolvimento do campo, visto que agrupa informações de caráter técnico, operacional, econômico e ambiental relacionados à exploração de um campo petrolífero, incluindo seu abandono. 

Já as solicitações de redução da alíquota de royalties deverão ser analisadas com base na Resolução ANP nº 749/2018. A norma, aplicável a todos os contratos de concessão, regulamenta a concessão, a pedido da empresa operadora, de redução de royalties para até cinco por cento sobre a produção incremental de campos maduros, desde que comprovado o benefício econômico para os entes federados. Ela estabelece que, sobre a produção que estiver dentro da curva de referência do campo, irá incidir a alíquota atual de cada contrato. Na produção incremental (que ultrapassar o previsto nessa curva), a alíquota poderá ser reduzida para até 5%, dependendo do volume adicional que for efetivamente produzido.  

Campos maduros são aqueles em produção há pelo menos 25 anos, ou cuja produção acumulada corresponda a, pelo menos, 70% do volume a ser produzido previsto das reservas provadas (1P), que tenham sua produção incrementada a partir da realização de novos investimentos.   

A aprovação da instrução normativa soma-se a outras ações da ANP direcionadas ao aumento da atratividade do setor de petróleo e gás, como a Resolução ANP nº 854/2021 (sobre garantias e instrumentos que assegurem o descomissionamento de instalações, como premissa para a revitalização de campos maduros), Resolução ANP nº 877/2022 (critérios para enquadramento de campos/áreas como marginais ou de produção marginal), aprovação da prorrogação de mais de 60 contratos oriundos das rodadas zero, segunda rodada de áreas de concessão e das rodadas de campos marginais, além da aprovação de mais de 30 projetos em campos maduros com previsão de produção incremental e, como consequência, redução de royalties nos termos da Resolução ANP nº 749/2018.