Autor: redacao

A Petrobras tem potencial de se tornar referência mundial em NCS (Natural Climate Solutions), as chamadas soluções climáticas naturais – que se traduzem em ações práticas de reflorestamento para mitigar a emissão de gases de efeito estufa.  Para se ter ideia, a companhia investirá, até 2025, um total de R$ 68 milhões em 21 projetos com foco em recuperação e conservação de florestas associadas aos três principais biomas brasileiros: Amazônia, Mata Atlântica e Cerrado.

Esses foram alguns dos destaques da apresentação do Diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade da Petrobras, Rafael Chaves, no último dia do Congresso Mercado Global de Carbono, no Rio de Janeiro, que terminou nesta sexta-feira (20/05). Além de Chaves, também participaram do congresso os diretores Juliano Dantas (Transformação Digital e Inovação), que falou no painel “Startups, tecnologia e inovação impulsionando o futuro verde” – e Rodrigo Costa (Refino e Gás Natural), que apresentou palestra sobre Bioenergia.

Créditos de carbono

Em sua apresentação, Rafael Chaves ressaltou ainda que a Petrobras lidera ações no setor, com 167 parcerias focadas em reflorestamento.  “Uma das primeiras iniciativas da Petrobras no sentido de prover solução de descarbonização baseada em NCS (Natural Climate Solutions – ou soluções climáticas naturais) nasceu da parceria com o BNDES, por meio da iniciativa Floresta Viva. Esse projeto lançará editais públicos de seleção ainda neste ano, com previsão de aporte de R$ 50 milhões nos próximos anos”, disse Chaves.

O executivo enfatizou a importância de pensar o mundo como um ecossistema integrado e investir em soluções com base na natureza, lembrando que o Brasil, que já produz 85% de sua energia elétrica a partir de fontes renováveis, é uma potência verde, que pode se tornar exportadora de créditos de carbono na medida em que a regulação global avance. “A Petrobras investe em tecnologias para emitir o mínimo possível de CO2 nas operações e nossas emissões na produção de petróleo estão bem abaixo da média mundial das petroleiras. Estamos avaliando o nosso potencial de geração de energia eólica offshore e investindo na produção de combustíveis renováveis”, complementou.

Tecnologias para descarbonização

Juliano Dantas destacou o intensivo uso de tecnologia pela Petrobras, desde a sua criação e, em especial, os investimentos em descarbonização. ” Se todo petróleo do mundo fosse produzido hoje como é o petróleo do pré-sal, nós teríamos 40% a menos de emissões na produção de petróleo, escopo 1 e 2″, afirmou.

Entre as ferramentas utilizadas para garantir que a empresa atinja as suas metas de descarbonização, Juliano citou a capacidade computacional da empresa, 55 petaflops, a maior da América Latina que permite, que a partir do processamento diário de milhares de dados, a empresa faça as melhores escolhas, seja na produção ou no processamento de petróleo.  Ele também destacou as mais de 150 parcerias da Petrobras com startups, universidades, centros de pesquisa e empresas parceiras em campos de petróleo, buscando o desenvolvimento conjunto de tecnologias que assegurem  uma transição energética segura que garanta a disponibilidade de energia para a população.

Por fim, ressaltou que a Petrobras foi a primeira empresa a contratar sob as regras do novo Marco Legal das Startups , que entrou em vigor no ano passado. O marco trouxe regras que agilizam os processos de contratação  de empresas inovadoras.

Refino como alavanca da transição energética

Durante o painel “Perspectivas para a bionergia no Brasil”, o diretor Rodrigo Costa destacou que o refino é uma alavanca importante para descarbonização das atividades da companhia. “A Petrobras está trabalhando em três grandes drivers no refino para o cenário de transição energética. Por meio do programa Reftop, estamos melhorando a eficiência energética das operações da companhia, de modo a termos indicadores comparáveis as melhores, as mais eficientes refinadoras dos Estados Unidos e Canadá”, disse ele.

“Estamos atuando também na gestão ativa de portfólio, focando em ativos próximos a nossa produção de petróleo, de modo a aproveitar o potencial do óleo do pré-sal, que por suas características está entre os que menos emitem no mundo. Outro importante direcionador é Biorefino, com o desenvolvimento de novos produtos, como o Diesel com conteúdo renovável, e o BioQAV. Estamos acompanhando a evolução do mercado investindo no aumento da oferta de diesel S-10, combustível mais eficiente e com baixo teor de enxofre”, destacou Rodrigo Costa.

O executivo da Petrobras ressaltou também que os investimentos que a companhia irá realizar consideram o cenário de transição energética. O Plano de Negócios da Petrobras prevê investimentos de US$ 6 bilhões na área de refino até 2026. Entre os projetos a serem implementados está a integração da Reduc, em Duque de Caxias-RJ com o Gaslub, em Itaboraí-RJ, e a construção de uma nova unidade de hidrotratamento  (HDT) na Replan, em Paulínia-SP, maior refinaria de petróleo do Brasil.

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.

Sobre a Shell

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.

Sobre o Porto do Açu

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”.

A Equinor, empresa global de energia com sede na Noruega e presença em cerca de 30 países, completa em 2022 duas décadas de atuação no Brasil.

No ano em que comemora 20 anos de atuação no Brasil

A Prosafe concordou com a COSCO Shipping da China em outra extensão da entrega de duas de suas novas unidades, planejando receber a entrega assim que as oportunidades de contrato se materializarem com expectativas de que o Brasil seja o local mais provável.

A Prosafe informou que como parte da celebração de um acordo global (Deed) com a COSCO Shipping (Qidong) Offshore, que faz parte da reestruturação financeira recém-concluída, a Prosafe e a Cosco concordaram com a flexibilidade de entrega estendida relacionada ao Safe Nova e Unidades Safe Vega sob o acordo firmado e anunciado em agosto de 2018.

Como lembrete, a Prosafe e a COSCO fizeram acordos em 2018 , permitindo entrega flexível e financiamento de longo prazo para as três sondas. Além dos dois primeiros, o Safe Eurus também fez parte deste acordo e ficou acertado que fosse entregue até dezembro de 2019. A entrega veio ainda mais cedo, em julho de 2019

Quando se trata de Nova e Vega, os dois concordaram naquele ano para que um deles seja entregue em três anos do contrato, mais uma opção de um ano e o outro em cinco anos do contrato.

O Safe Nova e o Safe Vega foram construídos no estaleiro Qidong da COSCO com um design GM500A aprimorado, incorporando 500 leitos, um sistema de manutenção de estação DP3 e um arranjo de ancoragem de fio de 10 pontos para operações flexíveis nos ambientes offshore mais adversos.

A Prosafe observou no último comunicado que continua sua intenção de levar os navios ao mercado assim que as oportunidades de contrato se materializarem, sendo o mercado brasileiro o mais provável, dada a próxima rodada de licitações. Enquanto isso, a Prosafe está comercializando as embarcações globalmente, embora não tenha obrigações financeiras até a entrega das embarcações.

Falando em licitações no Brasil, a Prosafe foi no início de abril de 2022 declarada a sortuda vencedora de um processo licitatório para um contrato de quatro anos da Petrobras no Brasil. Como uma possível adjudicação do contrato e o momento da adjudicação do contrato estavam sujeitos a um processo formal durante o qual outros licitantes tinham um recurso de opção, a Prosafe recebeu formalmente o contrato para o fornecimento do Safe Notos no início de maio.

Dias depois, a Prosafe foi a vencedora de mais uma licitação lançada pela Petrobras para o fornecimento da unidade semissubmersível Safe Eurus para suporte de segurança e manutenção offshore no Brasil. Assim como o primeiro, a possível adjudicação do contrato está sujeita a um processo formal durante o qual outros licitantes podem recorrer.

Se adjudicado, o contrato tem um compromisso de período firme de quatro anos e a data de início é no 1º/2º trimestre de 2023, após o término do contrato atual.

 

 

 

A Enauta interrompeu a produção de um dos poços do campo de Atlanta, localizado na costa do Brasil, para realizar – o que descreve como – pequenos reparos na linha de produção.

A Enauta revelou na última terça-feira que a produção foi temporariamente interrompida ao amanhecer no poço 7-ATL-2HP-RJS, que vinha produzindo cerca de 3.300 barris por dia. A empresa explicou que esta interrupção se deve a um “pequeno reparo em uma linha de produção na superfície”.

A empresa afirmou ainda que o campo de Atlanta, localizado na Bacia de Santos, opera atualmente com uma produção de cerca de 8.500 barris de petróleo por dia. A Enauta espera que o reparo seja concluído nos próximos dias, o que permitirá a retomada da produção do poço.

A produção no campo foi interrompida várias vezes desde que os poços entraram em operação. A mais recente ocorreu em janeiro de 2022, quando a produção do campo foi interrompida  para concluir o reparo  de uma linha de produção no FPSO  Petrojarl I.

Enquanto os reparos foram concluídos na semana seguinte, um  surto de Covid-19  dificultou o reinício da produção. Como resultado, a produção do segundo poço no campo de Atlanta foi retomada em fevereiro de 2022 . Na época, o terceiro poço no campo estava a caminho de retomar a produção em meados de 2022.

A Enauta Energia SA, subsidiária integral da empresa, detém 100% de participação e opera o campo de Atlanta , que produz desde 2018 por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços ligados ao FPSO Petrojarl I.

Em se tratando dos últimos desenvolvimentos relacionados a esse campo, vale lembrar que a Enauta confirmou a aprovação do Full Development System (FDS) para o campo de Atlanta no final de fevereiro de 2022.

A empresa brasileira também assinou um contrato firme com a Yinson da Malásia para o fornecimento, operação e manutenção de um navio FPSO, que será usado para este campo.

No mês seguinte, a Enauta confirmou estar em negociações com a australiana Karoon Energy para a venda parcial de sua participação no campo de Atlanta, o que está em linha com sua estratégia – divulgada em abril de 2021 –  de encontrar novos parceiros  para o desenvolvimento deste campo.

A ANP realizou audiência pública sobre proposta de resolução que dá às empresas detentoras de contratos para exploração e produção de petróleo e gás a possibilidade de prorrogação, pelo período de 18 meses, de prazos da primeira fase desses contratos, que é a de exploração.

“Ao levar em conta os impactos derivados de um contexto conjuntural, agravados pela pandemia de Covid-19, para evitar a extinção dos contratos de E&P em fase de exploração, o país também busca minimizar os impactos negativos sobre os fornecedores de bens e serviços para o setor de exploração e produção”, afirmou Marina Abelha, superintendente de Exploração. Ela também ressaltou a importância da medida para a sociedade em geral, que poderá se beneficiar de eventual descoberta de novas jazidas de petróleo e gás natural, da geração de empregos e da promoção do desenvolvimento econômico do país.

A elaboração da norma atende a uma demanda da indústria e se tornou possível com a publicação da Resolução CNPE nº 12/2021, que recomendou à Agência a avaliação da adoção de medidas para a prorrogação da fase de exploração dos contratos de concessão e de partilha de produção vigentes. O objetivo é minimizar os impactos negativos gerados pelo cenário de incertezas na indústria do petróleo e gás, derivados de um contexto conjuntural, agravados em virtude da pandemia de Covid-19.

A fase de exploração tem início com a assinatura do contrato. Nela, as áreas exploradas são chamadas de blocos, e as empresas realizam estudos e atividades (como levantamentos sísmicos e perfuração de poços) para detectar a presença de petróleo e/ou gás natural em quantidade suficiente para tornar sua extração economicamente viável. Em caso positivo, a empresa apresenta uma declaração de comercialidade à ANP e o bloco (ou parte dele) se transforma em um campo produtor, dando início à fase de produção. Em caso negativo, a empresa pode devolver o bloco (ou parte dele) à ANP.

A minuta de resolução passou também por consulta pública. As sugestões recebidas na consulta e na audiência serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da diretoria colegiada da Agência, antes de sua publicação.