Autor: redacao

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. 

A ExxonMobil, elaborou seu plano corporativo de cinco anos, aumentando seus gastos para US$ 17 bilhões em projetos de redução de emissões de gases de efeito estufa nos próximos cinco anos, mantendo investimentos de capital disciplinados em seu portfólio. A petrolífera também espera dobrar seus ganhos e potencial de fluxo de caixa neste período.

A ExxonMobil revelou que seu plano corporativo para os próximos cinco anos prioriza ativos de alto retorno e baixo custo de fornecimento nos negócios Upstream e Product Solutions e apóia esforços para reduzir a intensidade das emissões de gases de efeito estufa de ativos operados junto com aqueles emitidos de outras companhias.

A gigante dos EUA destacou que esse plano deve dobrar os ganhos e o potencial de fluxo de caixa até 2027 em relação a 2019. Ele também apóia as prioridades estratégicas da empresa, incluindo segurança, retorno aos acionistas, ganhos e crescimento do fluxo de caixa; custo e eficiência de capital; e reduções na intensidade das emissões de gases de efeito estufa.

Darren Woods , presidente e diretor executivo, comentou: “Espera-se que nosso plano de cinco anos gere resultados de negócios líderes e seja uma continuação do caminho que gerou resultados líderes do setor em 2022.

“Vemos nosso sucesso como uma equação ‘e’, ​​na qual podemos produzir a energia e os produtos de que a sociedade precisa – e – ser um líder na redução das emissões de gases de efeito estufa de nossas próprias operações e também de outras empresas. O plano corporativo que estamos traçando hoje reflete essa visão, e os resultados que vimos até agora demonstram que estamos no caminho certo.”

Visando o crescimento a partir de projetos estratégicos

A ExxonMobil destacou que os investimentos em 2023 devem ficar na faixa de US$ 23 bilhões a US$ 25 bilhões para ajudar a aumentar a oferta para atender à demanda global. O player dos EUA continua no caminho certo para entregar um total de aproximadamente US$ 9 bilhões em reduções de custos estruturais até o final de 2023 em comparação com 2019.

Espera-se que o potencial de ganhos Upstream da empresa dobre até 2027 em relação a 2019, resultante de investimentos em projetos de alto retorno e baixo custo de fornecimento. A ExxonMobil pretende implantar mais de 70 por cento dos investimentos de capital em desenvolvimentos estratégicos na Bacia do Permiano nos EUA , Guiana , Brasil e projetos de GNL em todo o mundo.

Além disso, a produção upstream da empresa deverá crescer em 500.000 barris equivalentes de petróleo por dia para 4,2 milhões de barris equivalentes de petróleo por dia até 2027, com mais de 50% do total proveniente de suas principais áreas de crescimento.

Embora se espere que aproximadamente 90 por cento dos investimentos de upstream que trazem nova produção de petróleo e gás natural tenham retornos superiores a 10 por cento a preços menores ou iguais a US$ 35 por barril, também se espera que a intensidade das emissões de gases de efeito estufa operadas por upstream seja reduzida em 40-50 por cento até 2030, em comparação com os níveis de 2016.

Os investimentos upstream de curto prazo da petrolífera são projetados para manter a produção em aproximadamente 3,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia em 2023, assumindo um preço Brent de US$ 60 por barril, compensando o impacto dos desinvestimentos estratégicos do portfólio e a expropriação de Sakhalin-1 na Rússia.

Além disso, a ExxonMobil Product Solutions espera quase triplicar os ganhos até 2027 em relação a 2019, com planos de crescimento focados em projetos de alto retorno que devem dobrar os volumes de produtos químicos de desempenho, combustíveis de baixa emissão e lubrificantes de alto valor.

A gigante dos EUA continua a alavancar sua escala de fabricação, integração e posição tecnológica para atualizar seu portfólio e reduzir custos. Além disso, o aumento do fluxo de caixa e dos lucros permitirá uma maior redução da dívida líquida e maiores distribuições aos acionistas.

A ExxonMobil anunciou uma expansão de seu programa de recompra de ações de US$ 30 bilhões – que agora chega a US$ 50 bilhões até 2024 – e recentemente aumentou seu pagamento anual de dividendos pelo 40º ano consecutivo. O player dos EUA espera distribuir aproximadamente US$ 30 bilhões aos acionistas até o final do ano, incluindo US$ 15 bilhões em dividendos e US$ 15 bilhões em recompras de ações.

Reduzindo a pegada de carbono

Como a ExxonMobil alocou aproximadamente US$ 17 bilhões em suas próprias reduções de emissões e iniciativas de terceiros de redução de emissões até 2027, isso representa um aumento de quase 15% . Com ênfase principal na captura e armazenamento de carbono em larga escala , biocombustíveis e hidrogênio , quase 40% desses investimentos são direcionados para a construção do negócio de soluções de baixo carbono da gigante americana  com clientes para reduzir suas emissões de gases de efeito estufa.

“Estamos trabalhando agressivamente para reduzir as emissões de gases de efeito estufa de nossas operações, e nossos planos de redução de emissões para 2030 estão a caminho de atingir uma redução de 40 a 50% na intensidade de gases de efeito estufa upstream, em comparação com os níveis de 2016”, acrescentou Woods.

Alinhando-se estreitamente com as vantagens competitivas e capacidades centrais existentes da empresa, as tecnologias de baixas emissões são reconhecidas como soluções necessárias para ajudar a lidar com as mudanças climáticas. A empresa enfatizou que o restante do capital será aplicado em apoio aos seus planos de redução de emissões de 2030 e sua ambição líquida de escopo 1 e 2 para 2050. A ExxonMobil também apontou que está no caminho certo com sua meta de alcançar emissões líquidas de escopo 1 e 2 no Permiano de seus ativos não convencionais operados até 2030.

“Continuaremos a defender políticas governamentais claras e consistentes que acelerem o progresso para um futuro com menos emissões. Ao mesmo tempo, continuaremos a trabalhar para fornecer soluções que possam ajudar os clientes de outras indústrias a reduzir suas emissões de gases de efeito estufa, especialmente em setores de maior emissão da economia, como manufatura, transporte e geração de energia”, enfatizou Woods.

Em relação às últimas atividades da ExxonMobil, vale ressaltar que a gigante norte-americana divulgou no mês passado seus planos de encomendar outro navio FPSO para um projeto na Guiana da SBM Offshore.

Isso ocorreu depois que a ExxonMobil  adicionou mais duas descobertas  no final de outubro ao seu portfólio na Guiana, após os resultados dos poços Sailfin-1 e Yarrow-1.

Prezado (a) leitor (a),

A edição de Dezembro/2022, já está disponível.

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Edição de Dezembro. (Versão em PDF)

• MATÉRIA DE CAPA: Perspectivas 2023: Indústria de O&G incorpora transição energética em sua retomada por Julia Vaz;
• ARTIGO I: Smart Plants: A Automação como ferramenta do desenvolvimento sustentável no mercado de O&G por Carlos Barateiro, Claudio Makarovsky, Alexandre do Valle Faria e José Rodrigues de Farias Filho;
• ARTIGO II: Redes Ethernet de Missão Crítica por Bruno Duarte dos Santos;
• ARTIGO III: Reduzindo as Pegadas de Operações de Petróleo e Gás através da Tecnologia por Marcelo Batocchio – Vice-Presidente de Área da Welltec (América do Sul);
• ENTREVISTA EXCLUSIVA: Sylvia Maria Couto dos Anjos, diretora-executiva da Associação Brasileira de Geólogos do Petróleo (ABGP) – Conhecimento e Tecnologia são fundamentais para a indústria de O&G avançar por Julia Vaz;
• Prosafe assina contrato com a Petrobras;
• Equinor inicia perfuração no campo de Bacalhau;
• Petrobras planeja investimentos de US$ 78 bilhões nos próximos cinco anos;
• PHD da Petrobras é uma das seis homenageadas pelo prêmio Mulheres Latino-Americanas em Química;
• CNOOC paga quase US$ 2 bilhões à Petrobras para aumentar participação em campo;
• Karoon concluiu a perfuração de dois poços;
• Multittech investe em vaso de pressão para testes com bombas de até 20 mil psi;
• FPSO Anna Nery sai do estaleiro BrasFELS rumo ao campo de Marlim;
• Bureau Veritas inaugura laboratório petroquímico em Fortaleza;
• Repsol Sinopec Brasil apresenta parceiro tecnológico em projeto pioneiro de captura de carbono atmosférico;
• Refap bate recordes de vendas de Diesel S-10 e de produção e comercialização de asfalto;
• Repsol Sinopec Brasil celebra 25 anos no país;
• Petrobras é tetracampeã: Pégaso é o maior e mais ecoeficiente supercomputador da América Latina;

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Capa

Parceria permite avançar na implementação do DAC.SI (Direct Air Capture System Integration), primeiro projeto da América Latina de inovação aberta para remoção de CO2 atmosférico

Em evento realizado no início do mês em Porto Alegre (RS), representantes da Repsol Sinopec Brasil (RSB), da Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUCRS) e da startup alemã DACMa GmbH assinaram um Acordo de Desenvolvimento Comum (Joint Development Agreement, ou JDA) para realização do projeto de pesquisa e desenvolvimento DAC.SI. Pioneiro na América Latina, o projeto propõe desenvolver a tecnologia Direct Air Capture (DAC) para a remoção de CO₂ do ar e avaliar opções para seu armazenamento geológico, com objetivo de abater as emissões já realizadas.

Estiveram presentes o diretor de Tecnologia para E&P da Repsol, Federico Giannangeli, o gerente de Pesquisa e Tecnologia da Repsol Sinopec, José Salinero, o diretor do Instituto de Petróleo e Recursos Naturais da PUCRS (IPR) Felipe Dalla Vecchia e Jörg Spitzner, CEO da DACMa GmbH.

A iniciativa faz parte do programa de pesquisa que a Repsol Sinopec está consolidando com foco em tecnologias para gestão do carbono, e está alinhada ao objetivo global do Grupo Repsol para atingir zero emissões líquidas em todas as suas atividades até 2050. Para atingir esta meta, a companhia definiu um roteiro de descarbonização ambicioso no qual considera o desenvolvimento de novas tecnologias de CCUS – sigla em inglês para Captura, Uso e Armazenamento de Carbono -, e NET – sigla em inglês para Tecnologias de Emissões Negativas.

“Esta iniciativa reforça a trajetória de pioneirismo da RSB em diversos segmentos. Através dela, poderemos alçar um novo patamar de soluções voltadas para a gestão de carbono, e que contribuam cada vez mais com nosso objetivo estratégico”, afirma José Salinero.

Equipamento alimentado por energia solar

A primeira fase do projeto prevê a implementação de uma planta DAC experimental, formada por um equipamento com capacidade de absorção de 300 toneladas de dióxido de carbono por ano e alimentada por painéis de energia solar. Além disto, serão realizados estudos para identificação de locais ideais no Brasil para armazenamento do CO₂ em rochas basálticas.

A primeira fase do projeto prevê a implementação de uma planta DAC experimental, formada por um equipamento com capacidade de absorção de 300 toneladas de dióxido de carbono por ano e alimentada por painéis de energia solar. Além disto, serão realizados estudos para identificação de locais ideais no Brasil para armazenamento do CO₂ em rochas basálticas.

A tecnologia DAC combinada com a mineralização de basalto pode representar uma alternativa tecnológica de grande potencial para remoção e armazenamento de carbono atmosférico. O Brasil foi escolhido como primeiro país para receber o projeto em virtude do potencial de sua geografia privilegiada, com a presença de antigas formações basálticas ao longo de grande parte do território nacional.

Entendendo que a gestão de carbono requer uma abordagem multidisciplinar, o DAC.SI inaugura um conceito de inovação aberta, que reúne indústria, centros de pesquisa e universidades para garantir a excelência tecnológica capaz de viabilizar a implantação desta tecnologia em grande escala.

“As soluções tecnológicas mais eficientes são, por vezes, fruto do aprendizado obtido com a análise dos processos naturais, como acontece nas florestas, que são uma fonte de inspiração para o desenvolvimento de novas tecnologias para captar o CO₂ da atmosfera e fixá-lo. O Brasil oferece o ecossistema perfeito para a coexistência entre natureza e tecnologia, e tem potencial para oferecer um caminho de descarbonização massiva em escala global”, ressalta Federico Giannangeli.

“Os engenheiros podem plantar árvores, mas também construir máquinas. Nós da DACMa temos muito orgulho de poder contribuir da Alemanha com nossa tecnologia para tornar realidade este projeto pioneiro na América Latina. É um grande prazer para nós estabelecer esta aliança com a RSB e com a PUCRS para avançar na transição para um futuro climático neutro”, complementa Jörg Spitzner.

A Prosafe assinou um contrato com a Petrobras para o fornecimento da embarcação semissubmersível Safe Zephyrus para suporte de segurança e manutenção offshore no Brasil.

A Prosafe foi declarada vencedora da licitação lançada pela Petrobras para o fornecimento da unidade semissubmersível Safe Zephyrus em novembro. A adjudicação de um contrato potencial e o momento da adjudicação do contrato estavam sujeitos a um processo formal durante o qual outros licitantes tiveram a oportunidade de apelar. Agora, após a expiração deste período, o contrato foi adjudicado.

A Prosafe divulgou o contrato com um compromisso de prazo firme de 650 dias e data de início antecipada em 1º de maio de 2023 está avaliado em aproximadamente US$ 73 milhões, equivalente a US$ 112.500 por dia.

A unidade Safe Zephyrus iniciará a mobilização para o Brasil logo após a conclusão de seu atual contrato no Mar do Norte, previsto para meados de dezembro de 2022. A embarcação está atualmente trabalhando para a BP após uma extensão de contrato a partir de setembro.

A Prosafe explicou que certos escopos de conformidade regulatória e contratual seriam executados no caminho para garantir um início eficiente do contrato da embarcação no Brasil. Segundo a empresa, o Safe Zephyrus é “uma das embarcações de acomodação mais avançadas e versáteis do mundo”, cumprindo “regras rígidas” no Reino Unido e na Noruega e com “um forte foco” na redução de emissões otimizando a carga do motor.

O Safe Zephyrus , construído em 2016 , um navio irmão do Safe Boreas, foi construído no Jurong Shipyard, em Cingapura, com o projeto GVA 3000E e está equipado com um sistema DP3 e um arranjo de amarração de 12 pontos. Esta embarcação possui uma grande área de convés aberto de mais de 1.000 m2 e dois guindastes de 50 toneladas.

Jesper Kragh Andresen , CEO da Prosafe, comentou: “Com o Safe Notos e o Safe Eurus operando em contratos de longo prazo com a Petrobras, há sinergias claras ao introduzir o Safe Zephyrus no Brasil. A Prosafe espera continuar nosso relacionamento de longa data com a Petrobras, em uma região onde as taxas e a demanda estão aumentando.”

A Prosafe venceu algumas outras licitações com a Petrobras este ano. Em maio, a empresa conquistou um contrato de quatro anos para o fornecimento do Safe Notos , bem como um contrato de quatro anos para o fornecimento da unidade Safe Eurus.

A Petrobras foi a grande vencedora do Prêmio ANP de Inovação 2022. A empresa venceu quatro das cinco categorias do prêmio, do qual foi finalista com 13 projetos em parceria com universidades, instituições de pesquisa e outras empresas. O prêmio reconhece os resultados associados a projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I), que representem tecnologias de interesse do setor de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis, Petroquímica, Energias Renováveis, Transição Energética e Descarbonização.

As ideias inovadoras desenvolvidas pela Petrobras incluem tecnologias de monitoramento em tempo real de equipamentos, otimização de atividades, redução da emissão de carbono e de custo de implantação de projetos da ordem de milhões de dólares. A companhia é, atualmente, a líder nacional em depósito de patentes e acaba de anunciar um investimento de UD$2,5bi em P&D,I  para os próximos cinco anos, valor superior ao último plano estratégico, de US1,6 bi.

Com a marca obtida, a empresa superou o resultado obtido na última edição do prêmio. Em 2020 a Petrobras venceu três das cinco categorias que disputou. No ano passado, a premiação não foi realizada devido à pandemia.

O Prêmio ANP também reconhece personalidades com contribuições relevantes para o setor e, este ano, inaugurou uma nova categoria, premiando uma dissertação de mestrado, no âmbito do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP.

A partir de hoje, 08/12, o preço médio de venda de GLP da Petrobras para as distribuidoras passará de R$ 3,5837 /kg para R$ 3,2337 /kg, equivalente a R$42,04 por 13kg, refletindo redução média de R$ 4,55 por 13 kg.

Essa redução acompanha a evolução dos preços de referência e é coerente com a prática de preços da Petrobras, que busca o equilíbrio dos seus preços com o mercado, mas sem o repasse para os preços internos da volatilidade conjuntural das cotações e da taxa de câmbio.

Transparência é fundamental

De forma a contribuir para a transparência de preços e melhor compreensão da sociedade, a Petrobras publica em seu site informações referentes à formação e composição dos preços de combustíveis ao consumidor.

Convidamos a visitar precos.petrobras.com.br

Publicação do projeto de condicionante ambiental Territórios do Petróleo orienta população sobre como participar da gestão pública em prol de suas comunidades

Ao mapear os problemas sociais nos espaços que habitam, as comunidades buscam os poderes públicos e viabilizam soluções para estes problemas. De modo simples, é esse o propósito da recém-lançada publicação Atlas Social Territórios do Petróleo que tangibiliza uma das metodologias de trabalho do projeto, cujo objetivo é mitigar a desinformação sobre royalties e participações especiais. O Projeto de Educação Ambiental – Territórios do Petróleo (PEA-TP) é desenvolvido pela Petrobras como parte do processo de licenciamento ambiental federal, conduzido pelo Ibama.

Quando se fala em atlas, vem à mente a geografia. Já um atlas social considera o espaço físico ao lado de heranças culturais e de caminhos para uma comunidade intervir nesses espaços. No caso específico do Atlas Social TP, em etapas diversas, foram detectados os impactos positivos e negativos da chegada dos royalties e participações especiais em cada município e gerados planos de ação para que cada comunidade atue junto aos órgãos públicos.

Por exemplo, o município de Cabo Frio passou por transformações tipicamente urbanas em transporte e crescimento populacional. O Núcleo de Vigília Cidadã, grupo composto por membros da comunidade do município, identificou o surgimento de projetos de educação ambiental (PEA) ligados às licenças ambientais como ponto forte e decidiu articular esses PEA para modelar soluções.

A versão impressa foi disponibilizada para os integrantes do Núcleos de Vigília Cidadã dos 10 municípios que integram o projeto: Armação dos Búzios, Arraial do Cabo, Campos dos Goytacazes, Cabo Frio, Carapebus, Casimiro de Abreu, Macaé, Quissamã, Rio das Ostras e São João da Barra. O PEA – Territórios do Petróleo tem como público direto: quilombolas, pescadores, professores, líderes comunitários, representantes do poder público, trabalhadores rurais e assentados, entre outros; e indireto: representantes de associações comerciais, cooperativas, sindicatos e agremiações representativas da sociedade civil, associações de professores; agremiações estudantis universitárias, sejam eles impactados diretamente ou não, mas que sustentam papéis ativos no âmbito produtivo e social dos municípios selecionados.

Já a versão digital pode ser acessada por meio do site do projeto, https://territoriosdopetroleo.eco.br/index.php/publicacoes_1/ com link direto em https://drive.google.com/file/d/1Q5EXdGYJxzwBV6Kn5q9jDy5zQsivz1Nr/view.