Autor: redacao

A ANP informa que o sistema Revenda GLP, utilizado para consulta da situação cadastral de revendas de GLP (gás de cozinha), foi substituído pelo sistema CPL, disponível na página Distribuição e revenda.  

A migração foi motivada por questões de segurança. Um dos novos recursos introduzidos foi o recaptcha, para impedir consultas automatizadas que poderiam prejudicar o funcionamento correto do sistema por conta de possíveis ataques cibernéticos.

O sistema continua permitindo a emissão do Certificado de Revenda de GLP e a verificação da autenticidade de certificados emitidos. É possível exportar os dados de todas as revendas atualmente autorizadas pela ANP para um arquivo de planilha eletrônica. Este recurso é oferecido também a cada resultado de pesquisa realizada.

As informações também estão disponíveis no formato de dados abertos na página Dados Cadastrais das Revendas de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), em arquivo atualizado diariamente contendo a mesma base de dados utilizada pelo sistema, para aqueles que precisarem utilizá-la de forma mais intensiva.

Recentemente o sistema Postos Web passou pelo mesmo processo de migração. Os sistemas utilizados pela ANP para envio de dados e consulta de informações estão reunidos na Central de Sistemas da ANP para facilitar a localização dos serviços disponíveis.

A atualização: Os Diretores Symone Araújo e Cláudio Jorge de Souza assinaram o termo de posse em 19/4.
Os Diretores Daniel Maia Vieira e Fernando Moura assinaram o termo de posse em 20/4. 

Foram publicados ontem (18/4), em edição extra do Diário Oficial da União (DOU), os decretos com as nomeações, pela Presidência da República, dos diretores da ANP aprovados em 7/4 no Plenário do Senado Federal: Symone Araújo, Daniel Maia Vieira, Fernando Moura e Cláudio Jorge de Souza. Eles entrarão em exercício após assinarem o termo de posse.

Symone Araújo foi reconduzida ao cargo de diretora e ocupará Diretoria 1, com mandato até 27 de março de 2027. Daniel Maia Vieira foi nomeado na vaga decorrente do término do mandato de José Cesário Cecchi, com mandato até 10 de outubro de 2026, e ocupará a Diretoria 2. Fernando Moura foi nomeado na vaga antes ocupada por Dirceu Amorelli, com mandato até 9 de novembro de 2026, e ocupará a Diretoria 3. Já Cláudio Jorge Souza será responsável pela Diretoria 4, com mandato até 21 de dezembro de 2023, na vaga decorrente do fim do mandato de Felipe Kury.

Além dos quatro nomeados hoje, a Diretoria Colegiada da ANP conta com um Diretor-Geral, Rodolfo Saboia, que iniciou seu mandato de quatro anos em 23/12/2020.

Iniciativa visa aumentar a distribuição de produtos em todo o Brasil

A PETRONAS Lubrificantes Brasil, marca referência em lubrificantes e fluidos para motores, acaba de anunciar parceria com a Associação das Distribuidoras de Combustíveis – BRASILCOM. A partir deste mês, as instituições se unem com o objetivo de capilarizar a distribuição dos produtos e marcar presença em todos os estados brasileiros.

Com 41 distribuidoras associadas, rede de cerca de três mil postos e 20% de market share do setor, a BRASILCOM é uma das grandes apostas da PETRONAS para expandir os negócios no país, com a previsão de alcançar 3 milhões de litros vendidos por ano.

“Essa parceria estratégica vem para difundir ainda mais a marca PETRONAS no mercado brasileiro e levar para todas as regiões produtos de qualidade, desempenho e tecnologia de última geração”, afirma Rogério Lüdorf, CEO da empresa no Brasil.

Na prática, as vendas de lubrificantes PETRONAS serão efetuadas por meio de sua rede nacional de distribuidores autorizados para as distribuidoras da BRASILCOM.

“Essa colaboração amplia os benefícios aos consumidores, estimula a competição sadia de mercado e agrega valor ao negócio das distribuidoras de combustíveis”, diz o presidente da BRASILCOM, Maurício Rejaile.

Para o vice-presidente executivo da BRASILCOM, Abel Leitão, o acordo permite às associadas ampliarem o leque de produtos oferecidos ao mercado com a força de uma marca oito vezes campeã de Fórmula 1. “Trata-se de um projeto inovador, que atenderá à demanda do mercado por lubrificantes de primeira linha.”

Sobre a BRASILCOM

A Associação das Distribuidoras de Combustíveis – BRASILCOM, fundada em 1994 como Sindicato das Distribuidoras Regionais Brasileiras de Combustíveis, reúne atualmente 41 distribuidoras regionais de combustíveis responsáveis por 20% de market share do mercado, instaladas em quase todos os estados.  Com sede no Rio de Janeiro, a associação tem forte atuação na defesa do setor de combustíveis.  Durante todos esses anos, a BRASILCOM esteve à frente de várias lutas para melhorias do mercado.  A história de êxito de grande parcela das distribuidoras regionais de combustíveis é possível pela sua união por meio da BRASILCOM.  A associação reúne, representa e fortalece o setor e contribui para a construção de um País melhor para todos.

Sobre a PETRONAS Lubrificantes Brasil

A PETRONAS Lubrificantes Brasil (PLB) é a divisão de fabricação e comercialização de lubrificantes da PETRONAS Lubricants International, responsável por atender às necessidades dos clientes na América Latina. A PLB tem uma das mais modernas fábricas, localizada em Contagem, Minas Gerais, com capacidade de produção de 220 milhões de litros por ano. Apoiada por uma ampla rede logística e centros de distribuição em Contagem, Curitiba, Recife e São Paulo, a PLB está comprometida em atender as demandas de lubrificantes industriais e automotivos na América Latina.

Sobre a PETRONAS Lubricants International (PLI)

A PETRONAS Lubricants International (PLI) é o braço global de fabricação e comercialização de lubrificantes da PETRONAS, a empresa nacional de petróleo da Malásia. Fundada em 2008, a PETRONAS Lubricants International fabrica uma gama completa de lubrificantes automotivos e industriais e comercializa em mais de 90 mercados globalmente. Com sede em Kuala Lumpur, a PLI tem mais de 30 escritórios de marketing em 27 países, administrados por escritórios regionais situados em Kuala Lumpur, Turim, Belo Horizonte, Chicago e Durban.

O petróleo, como as demais commodities, é comercializado no mercado internacional e sua cotação é mostrada de forma transparente e em tempo real nas bolsas de mercadorias, refletindo as dinâmicas globais de oferta e demanda. Uma característica básica do mercado de commodities é que os seus preços não são controlados pelos produtores, mas dados por centenas de variáveis, derivadas, dentre outros, de fatores geopolíticos, logísticos, climáticos, e o mesmo critério se aplica ao mercado de petróleo.

Ainda que ao longo da década de 1970, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) tenha exercido alguma influência nos preços, a realidade atual é marcada por um contexto internacional de complexidade muito maior, no qual diversos elementos entram em cena no sentido de afetar os preços.

O aumento no preço do petróleo observado ao longo da década de 2000, motivados pela elevação da demanda global, puxada, sobretudo, pela China, acarretou a busca de novas áreas produtoras com o auxílio de tecnologias cada vez mais sofisticadas que viabilizassem sua produção econômica. Em um mercado mais competitivo, com a entrada dos novos players, os preços passaram a se aproximar do seu custo marginal.

O caso mais notável é o do shale norte-americano, cuja produção supera em mais de duas vezes a produção total brasileira. O desenvolvimento da técnica do fracking ao longo dos anos 2000 levou a um boom na produção de petróleo norte americana. Nesse contexto, os EUA passam a ter um papel contundente na formação dos preços no cenário internacional; e ainda que países de relevância, como a Rússia, atuem como aliados da OPEP, no grupo chamado OPEP+, foram justamente desalinhamentos entre aliados, por conta de discordâncias sobre as cotas de produção por país, que contribuíram para o excesso de oferta causador da queda vertiginosa dos preços no início da pandemia da COVID-19. O cenário de volatilidade foi aguçado com o conflito entre Rússia e Ucrânia, mostrando que o contexto geopolítico desempenha um papel-chave na dinâmica dos preços das commodities.

Deste modo, é fundamental que os preços locais de derivados de petróleo sejam alinhados àqueles praticados no mercado internacional, de modo a dar as sinalizações adequadas aos agentes que trabalham diuturnamente para garantir o abastecimento nacional.

Assim, o IBP defende que os preços no Brasil não se desconectem dos preços de mercado, por ser este o caminho de menor custo para a sociedade no médio-longo prazos. A liberdade de importação e exportação de derivados e biocombustíveis, a competição, a atração de investimentos, a geração de novos empregos e, consequentemente, a garantia do abastecimento nacional são eventos indissociáveis.

Em relação às reportagens publicadas recentemente comparando preços da gasolina vendida ao consumidor final no Brasil e em outros países, a Petrobras esclarece que o preço da gasolina vendida no mercado brasileiro é o preço de mercado, de equilíbrio econômico e que assegura que a oferta seja suficiente para atender a demanda nacional.

De acordo com o ranking da GlobalPetrolPrices.com, o preço médio da gasolina ao consumidor final no Brasil está mais baixo do que preço praticado em mais de 50 países.

Importante destacar que os valores praticados pela Petrobras são diferentes dos percebidos pelo consumidor final no varejo.

No caso da gasolina, até chegar ao consumidor são acrescidos tributos; custos para aquisição e mistura obrigatória de etanol anidro; além dos custos e margens das companhias distribuidoras e dos revendedores.

Do preço médio de R$ 7,22 por litro pagos em média pelo consumidor, segundo levantamento semanal de preços da ANP para a semana de 10 a 16/04/2022, a Petrobras recebe R$ 2,81. Esse valor de mercado, além de permitir que ocorram importações para atender a demanda local, serve para remunerar todo o investimento realizado pela Petrobras para exploração, produção de petróleo, refino do Petróleo, e transporte de petróleo e derivados.

Vale reforçar que os preços praticados pela Petrobras na venda de combustíveis às companhias distribuidoras buscam ao mesmo tempo (i) manter o equilíbrio estrutural com os preços praticados no mercado global de combustíveis e (ii) evitar repassar a volatilidade de preços internacionais e da taxa de câmbio, marcada por eventos conjunturais.

Essa prática responsável  é fundamental para que o mercado brasileiro continue sendo suprido, sem riscos de desabastecimento, pelos diferentes atores responsáveis pelo atendimento às diversas regiões brasileiras: distribuidores, importadores e outros produtores, além da Petrobras.

A BW Energy decidiu prosseguir com o projeto de desenvolvimento da Maromba e assinou um acordo para comprar o FPSO Polvo da BW Offshore por um preço de US $ 50 milhões com um plano de atualização e reimplantação no campo.

A BW Energy revelou na sexta-feira que o plano de desenvolvimento para o campo é baseado em uma campanha inicial de perfuração de três poços com o primeiro óleo planejado em 2025 e uma segunda campanha com mais três poços em 2027.

Além disso, a decisão de investimento para o projeto Maromba está sujeita a certas condições precedentes, incluindo a conclusão do financiamento do projeto.

Como lembrete, a BW entrou no projeto Maromba em 2019 após a aquisição de participação da Petrobras e Chevron por um total de US$ 115 milhões, dos quais US$ 85 milhões ainda devem ser pagos aos vendedores em marcos predefinidos.

Carl K. Arnet, CEO da BW Energy, disse: “Trabalhamos para otimizar o plano de desenvolvimento da Maromba desde a aquisição em 2019 e durante a pandemia de Covid-19. Isso inclui avaliações técnicas, análise de espectro completo de dados geológicos, sísmicos e de poços, bem como extensa modelagem e simulações de reservatórios.

“Com base em nossas descobertas, decidimos prosseguir com o desenvolvimento com seis poços de produção horizontais conectados a um FPSO para liberar uma produção significativa de petróleo e geração de valor a longo prazo para nossos stakeholders.”

De acordo com a BW, o desenvolvimento em etapas permite melhorar o monitoramento do reservatório e a otimização da segunda campanha de perfuração. A produção total de petróleo no pico é esperada entre 30-40.000 barris por dia . A avaliação técnica revelou que a injeção de água não é necessária para os três primeiros poços e é uma contingência para a segunda campanha de perfuração.

O trabalho extensivo também confirmou que as Bombas Submersíveis Elétricas Duplas oferecem a melhor solução de elevação artificial com vida útil estendida e frequência de recondicionamento reduzida. O layout submarino também foi aprimorado para reduzir custos e facilitar futuras expansões.

FPSO Polvo da BW Offshore

A BW planejou desde o início usar um de seus FPSOs existentes para o desenvolvimento da Maromba. Enquanto o FPSO Berge Helene já havia sido identificado como adequado para o projeto Maromba, o FPSO foi vendido para demolição e reciclagem em 2021.

Por outro lado, o FPSO Polvo encerrou recentemente seu afretamento com a PetroRio no campo de Polvo no Brasil e atualmente está em lay-up em Dubai . A extensão final de um ano para o FPSO foi acordada em janeiro de 2020, estendendo o afretamento do 3T 2020 para o 3T 2021, com opções até o 3T 2022.

O campo de Polvo está localizado próximo ao campo de Maromba e possui características semelhantes de óleo e reservatório. Uma avaliação dos custos de reforma foi concluída e as discussões com os estaleiros relevantes estão em andamento.

A BW Energy assinou um acordo para comprar o FPSO da BW Offshore com vigência até 24 de julho de 2023, por um valor total de US$ 50 milhões. A avaliação do FPSO foi confirmada por um terceiro independente. O acordo de compra do FPSO, ao invés de celebrar um contrato tradicional de arrendamento e operação, é uma consequência da legislação tributária de partes relacionadas e associadas no Brasil.

A BW Offshore também confirmou que a decisão de alienar o FPSO se deve a desafios regulatórios sob a legislação brasileira.

Conforme detalhado pela BW Energy, o FPSO será projetado para até 10 poços produtores com capacidade de armazenamento de 1,2 milhão de barris . A capacidade total de líquidos será de 85.000 barris por dia com capacidade de produção de petróleo de 65.000 barris por dia e capacidade de tratamento de água de 75.000 barris por dia.

A decisão final de investimento (FID) está condicionada à conclusão do financiamento do projeto. Anteriormente, o FID estava planejado para o primeiro trimestre de 2022. O regulador brasileiro, ANP, aprovou o plano de desenvolvimento e a empresa espera receber a aprovação ambiental total do IBAMA oportunamente.

“O FPSO Polvo é um ajuste quase perfeito para a Maromba. Conhecemos bem a embarcação e temos amplas competências e capacidades internas no planejamento e execução de tal projeto de reparo e extensão da vida útil. A reutilização da infraestrutura de energia existente permite investimentos reduzidos, menor tempo para o primeiro óleo e emissões de CO2 significativamente reduzidas na fase de desenvolvimento em comparação com a instalação de novos ativos de produção”, disse Carl K. Arnet.

“Também estamos atentos às pressões inflacionárias que afetam nossa indústria à medida que avançamos nas negociações contratuais com os estaleiros e para outros itens de longo prazo. Também estamos avaliando alternativas de financiamento para o plano de desenvolvimento de campo e vemos um forte interesse de várias fontes”, acrescentou Arnet.

A Maromba está localizada na costa brasileira na Bacia de Campos em aproximadamente 160 metros de lâmina d’água. Nove poços foram perfurados na licença entre 1980 e 2006, e óleo foi encontrado em oito deles em vários reservatórios. As reservas brutas de 2C em vigor são estimadas em 467 milhões de barris , com aproximadamente 100 milhões de barris estimados como volumes recuperáveis.

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 20/12/2021 e 30/12/2021, informa que finalizou no último dia (20/4) a venda para a empresa Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda (Ubuntu) da totalidade de sua participação nos blocos PAR-T-198 e PAR-T-218, localizados na Bacia do Paraná.

Após o cumprimento de todas as condições precedentes e a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a operação foi concluída com o pagamento de US$ 6,3 mil para a Petrobras. O valor recebido no fechamento se soma ao montante de US$ 56,7 mil pagos à Petrobras na assinatura dos contratos de venda, totalizando um montante de US$ 63 mil.

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 nº.  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 os blocos da Bacia do Paraná  

Os blocos PAR-T-198 e PAR-T-218, localizados no extremo oeste do estado de São Paulo, foram adquiridos na 12ª Rodada de Licitações da ANP em 2013 e estão atualmente no 1º Período Exploratório e com os compromissos do Programa Exploratório Mínimo (PEM) já integralmente cumpridos. A Petrobras detinha 100% de participação em ambos os blocos.

Sobre a Ubuntu

Ubuntu é uma sociedade empresarial limitada, com domicílio no Brasil, presente em atividades de exploração, produção e extração de petróleo e gás natural. Atualmente, a Ubuntu atua como operadora dos campos de Urutau, Cardeal e Colibri, localizados no Rio Grande do Norte; do campo Rio Mariricu, no Espírito Santo e do campo Dó-Re-Mi em Sergipe.

A Petrobras divulgará o seu Relatório de Produção e Vendas do 1T22, no dia 27 de abril, e o seu Relatório de Desempenho Financeiro do 1T22 no dia 5 de maio, ambos após o fechamento dos mercados.

A PetroRio decidiu manter sua participação no campo de gás operado pela Petrobras, uma vez que as condições previamente estabelecidas para a venda para outra empresa não foram cumpridas.

Em novembro de 2020, a PetroRio celebrou um  acordo com a Gas Bridge  para a venda de sua participação de 10% no campo de Manati por R$ 144,4 milhões (US$ 25,97 milhões). A Gas Bridge também chegou a acordos separados com a Enauta e a GeoPark para comprar suas participações no campo de Manati, enquanto a Petrobras colocou sua participação no campo  à venda  em maio de 2020.

Na ocasião, a PetroRio informou que a transação dependeria de condições precedentes, elencando como uma dessas condições o sucesso da Gas Bridge na aquisição da operação Manati da Petrobras.

Em atualização na terça-feira, a PetroRio informou que notificou formalmente a Gas Bridge sobre o término do SPA, que visava vender os 10% de participação no campo de Manati, uma vez que a longa data da parada havia sido atingida sem o cumprimento das condições precedentes.

A empresa acrescentou ainda que “continua confiante no futuro do campo, especialmente devido às recentes perspectivas do mercado de gás. No entanto, não exclui possíveis outras transações envolvendo Manati.”

O anúncio veio logo após a declaração da Enauta de janeiro de 2022, confirmando sua intenção de manter sua participação no campo de gás de Manati, pois as condições necessárias para a conclusão da venda também não foram atendidas.

Localizado na Bacia de Camamu-Almada, no estado da Bahia, o campo de Manati é um dos maiores campos de gás natural não associado do Brasil. Além do gás, o campo também produz condensado. Os poços do campo são conectados por linhas submarinas à plataforma PMNT-1 e daí o gás flui por um gasoduto de 36 km até a Planta de Compressão (SCOMP), onde é comprimido e percorre outros 89 km até a Planta de Processamento (EVF).

O campo é operado pela Petrobras, que detém 35% de participação no campo, enquanto seus parceiros são Enauta Energia com 45% de participação, GeoPark LTDA e Petro Rio Coral Exploração Petrolífera LTDA, que detêm 10% cada.

A produção do campo de Manati teve que ser interrompida em duas ocasiões diferentes no ano passado devido a problemas técnicos. Um pequeno vazamento de gás causou o primeiro incidente, que  foi relatado em setembro de 2021 . Após os reparos, a produção foi  reiniciada em outubro .

Dezembro de 2021 trouxe a segunda questão relacionada ao  fechamento da válvula submarina do duto de exportação , que foi corrigido no final daquele mês para possibilitar a  retomada da produção  do campo.