Autor: redacao

Está disponível, no site da ANP, o Relatório de Gestão 2021, documento que integra a prestação de contas da agência reguladora, nos termos do art. 9º da Lei nº 8.443, de 16 de julho de 1992.

Elaborado na forma de relato integrado, conforme determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), o documento apresenta o balanço das principais ações e resultados obtidos no exercício, bem como informações sobre a geração de valor público e o modelo de negócios da ANP.

Em atendimento à Instrução Normativa TCU nº 84, de 22 de abril de 2020, o relatório de gestão, as demonstrações contábeis relativas ao exercício encerrado e as respectivas notas explicativas foram publicados no sítio eletrônico da ANP, em seção específica com chamada na página inicial sob o título Transparência e prestação de contas.

Foi aberta, em 30/03, a consulta pública da minuta do edital para Qualificação de Projetos para execução do Poço Transparente. O objetivo desta consulta pública é obter dos representantes da sociedade civil em geral, da indústria, das universidades, dos órgãos de governo e demais interessados contribuições sobre o conteúdo do documento. O Ministério de Minas e Energia (MME), a Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos do Ministério da Economia (SEPPI), a ANP e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) trabalharam, em conjunto, inclusive envolvendo agentes públicos relacionados ao tema, para a construção da minuta do Edital.

A Enauta confirmou que está em negociações com a australiana Karoon Energy para a venda de parte de sua participação no campo de Atlanta.

Localizado na Bacia de Santos, o campo de Atlanta é operado pela Enauta, que detém 100% de participação neste ativo.

Após uma reportagem da agência de notícias brasileira Petróleo Hoje de que a Karoon está próxima de entrar no campo de Atlanta, a Enauta esclareceu nesta quarta-feira aos seus acionistas e ao mercado em geral que recebeu uma oferta não vinculante e assinou um acordo que garante um prazo de exclusividade para o devido diligências e negociações confidenciais no âmbito de uma potencial venda de 50 por cento de sua participação, sem operação, no Bloco BS-4, onde está localizado o campo de Atlanta.

A Enauta acrescentou ainda que a oferta foi apresentada pela Karoon Energy e o contrato de exclusividade é válido até 31 de maio de 2022. Vale ressaltar que a Karoon já possui ativos na Bacia de Santos .

Conforme ressaltado pela Enauta, as partes têm o arbítrio de prosseguir ou não com a transação.

Como lembrete, a Enauta em abril de 2021 revelou que estava procurando novos parceiros para o desenvolvimento do campo de Atlanta. Isso ocorreu após a aquisição pela Enauta de 50% da participação de trabalho no campo da Barra Energia. O acordo agora anunciado está alinhado com essa estratégia.

O campo de Atlanta está produzindo atualmente por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços conectados ao FPSO Petrojarl I . Os contratos de afretamento, operação e manutenção do FPSO foram prorrogados em janeiro de 2022 com duração de até dois anos.

A Enauta está agora trabalhando para um desenvolvimento de campo completo , que foi recentemente aprovado. O projeto tem capacidade para produzir 50 mil barris de petróleo e processar 140 mil barris de água por dia. A partida está prevista para meados de 2024 – inicialmente com seis poços.

A Enauta já assinou acordos com a malaia Yinson para a conversão de uma unidade de produção existente para o FPSO a ser utilizado no Full Field Development System de Atlanta.

 

A Petrobras informa que o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro (TJ-RJ) decidiu, por maioria de votos, dar provimento ao recurso da empresa Paragon Offshore Nederland B.V., ex-fornecedora de sondas de prospecção de petróleo e gás.

O valor estimado da ação é de R$ 1,9 bilhão dos quais R$ 59 milhões encontram-se provisionados e o valor remanescente está classificado com expectativa de perda possível na Nota Explicativa 18.3 das Demonstrações Financeiras de 2021.

A Petrobras apresentará os devidos recursos contra a referida decisão e informa que não houve alteração na expectativa de perda.

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou a celebração de Termo de Encerramento de Pendências (TEP) entre, de um lado, a Petrobras  e uma de suas afiliadas (em conjunto, Petrobras) e, de outro lado, Novonor S.A. (anteriormente denominada Odebrecht S.A.) e algumas de suas afiliadas (em conjunto, Novonor/Odebrecht), com a finalidade de encerrar, em definitivo, quatro contenciosos contratuais, mediante o pagamento de valores pela Novonor/Odebrecht à Petrobras. Três desses litígios estavam em discussão em procedimentos arbitrais.

O TEP também visa a regular os efeitos para a Petrobras e Novonor/Odebrecht decorrentes do Acordo de Leniência celebrado, em 2018, por sociedades do Grupo Novonor/Odebrecht com a Controladoria-Geral da União e a Advocacia-Geral da União.

A Petrobras prosseguirá com as ações de improbidade administrativa contra sociedades do Grupo Novonor/Odebrecht, em busca do ressarcimento integral dos prejuízos identificados por conta dos atos ilícitos revelados pela Operação Lava Jato, mas, em prestígio aos Acordos de Leniência, enquanto estiverem vigentes, não buscará medidas sancionatórias ou cautelares, dentre outras, contra essas sociedades.

O TEP também prevê que sua celebração não exime as sociedades do Grupo Novonor/Odebrecht de se submeterem ao processo de avaliação dos requisitos para figurar no cadastro de fornecedores ou participar de procedimentos competitivos de contratação da Petrobras, inclusive de integridade, conforme as normas aplicáveis, de forma tempestiva, em respeito aos postulados da isonomia e da impessoalidade.

Em paralelo, a Companhia recomendou que sua afiliada Petrobras Netherlands BV (PNBV) também celebre acordo com o estaleiro Enseada Indústria Naval S.A., uma sociedade do Grupo Novonor/Odebrecht, para resolver litígio entre as referidas sociedades.

AET, uma unidade de logística de petróleo com sede em Cingapura do grupo de logística de energia da Malásia MISC Berhad, nomeou o primeiro de três navios-tanque Suezmax de posicionamento dinâmico de segunda geração (DP2), que são construídos especificamente para um fretamento de longo prazo com a Petrobras para operações no Brasil.

A AET informou na sexta-feira que seu mais novo navio – o primeiro de outros três navios-tanque Suezmax DP2 construídos para afretamento da Petrobras com base no contrato assinado em fevereiro de 2020 – foi nomeado esta semana.

De acordo com a AET, o novo navio-tanque DP2 ecoeficiente e altamente especializado – Eagle Colatina – foi apresentado em uma cerimônia de nomeação virtual realizada no estaleiro Samsung Heavy Industries (SHI) em Geoje, Coréia do Sul.

O capitão Amit Pal , diretor global da AET, DPST, comentou na cerimônia de nomeação: “A nomeação e a próxima entrega do Eagle Colatina são mais um marco em nossa crescente parceria com a Petrobras, ao mesmo tempo em que reforça a posição de líder de transporte e o compromisso da AET com a ecoeficiência e alta -operações de qualidade no Brasil.”

A empresa espera receber o navio em breve para que possa ser entregue à Petrobras para iniciar as operações na Bacia brasileira em algumas semanas. Uma vez entregue, a embarcação se juntará a outros seis DPSTs que a AET já opera para a Petrobras.

“Além disso, estou muito orgulhoso de que este último navio-tanque DP2 altamente especializado e suas duas irmãs sejam outra conquista na criação de resultados impactantes por meio de uma estreita colaboração com nossos parceiros para reduzir a pegada de carbono da indústria e contribuir para uma indústria mais sustentável ”, acrescentou Pal.

A AET explicou que os dois navios irmãos da Eagle Colatina estão atualmente em construção no estaleiro SHI na Coreia do Sul e serão entregues ainda este ano . A empresa explicou que está trabalhando com a equipe do local da Eaglestar e a equipe da SHI para garantir a construção segura e oportuna e a subsequente entrega das embarcações durante a pandemia em andamento.

A AET descreveu a mais nova adição à sua frota como um navio-tanque ecologicamente correto de 155.000 DWT DP2, que foi construído de acordo com os requisitos técnicos da Petrobras no Brasil em colaboração com SHI, DNV e Eaglestar. Espera-se que a embarcação opere com os mais altos padrões ambientais operacionais, incluindo total conformidade com os requisitos de emissão de NOx Tier 3 e SOx da IMO .

Com base na declaração da empresa, o navio-tanque Eagle Colatina é classificado com DNV e equipado com bombas de carga com acionamento elétrico de frequência variável e propulsores de alta potência para maior eficiência de combustível e é totalmente capaz de operar nas condições climáticas esperadas para sua classe. Além disso, a embarcação também é equipada com dispositivos de economia de energia , como Saver Fins e Savor Stator para melhorar a eficiência de propulsão e é aproximadamente 6% mais eficiente do que os requisitos da Fase 2 do EEDI.

A AET também confirmou que tem outros três navios-tanque DP2 em construção , que também devem ser entregues em 2022. Dois deles serão entregues à Petrobras. Após a entrega, esses três navios trarão a frota global de DPST da AET para 17 , incluindo 13 operando offshore no Brasil .

O compromisso da empresa em movimentar a energia de forma cada vez mais responsável e ecologicamente correta levou ao  acordo com a Shell em dezembro de 2019  para operar mais três navios-tanque Suezmax DP2 na Bacia internacional e brasileira em um fretamento de longo prazo.

Em janeiro de 2022, a empresa recebeu o primeiro de três navios-tanque Suezmax DP2 , que foi construído especificamente para este fretamento com a Shell.

A entrega do segundo navio-tanque ocorreu em março de 2022, enquanto o terceiro ainda está em construção na Hyundai Heavy Industries em Ulsan, Coreia do Sul, e deve ser entregue ainda este ano.

AANP divulgou o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, com os dados consolidados referentes à produção nacional de petróleo e gás natural no mês de fevereiro. No total, foram produzidos 3,754 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,917 MMbbl/d (milhões de barris diários) de petróleo e 133 MMm3/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural.

A produção de petróleo diminuiu 3,8% se comparada com a do mês anterior e aumentou 3,5% frente a fevereiro de 2021. No gás natural, houve redução de 3,1% em relação a janeiro e aumento de 1,6% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. Os principais motivos para a queda na produção em relação ao mês anterior foram as paradas para manutenção das plataformas P-70 (campos de Atapu e Oeste de Atapu, na Bacia de Santos), P-51 e P-56 (campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos) e do FPSO Cidade de Anchieta (campo de Baleia Azul, na Bacia de Campos).

Os dados também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal

A produção no Pré-sal em fevereiro registrou um volume de 2,841 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,235 MMbbl/d de petróleo e 96,4 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,7% da produção nacional. Houve redução de 2,4% em relação ao mês anterior e aumento de 9,4% em relação a fevereiro de 2021. A produção teve origem em 127 poços.

Aproveitamento do gás natural

Em fevereiro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,7 %. Foram disponibilizados ao mercado 49,9 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3 MMm³/d, uma redução de 6% se comparada ao mês anterior e de 12,6% se comparada ao mesmo mês em 2021.

Origem da produção

Neste mês de fevereiro, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 87,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,1% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em fevereiro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 901 MMbbl/d de petróleo e 42,8 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 165,598 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de 7 poços a ela interligados, produziu 7,894 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 962.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 62.

Campos de acumulações marginais 

Esses campos produziram 293,7 boe/d, sendo 110,3 bbl/d de petróleo e 29,2 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 213,4 boe/d.

Outras informações

No mês de fevereiro de 2022, 267 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e seis de partilha, operadas por 41 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 62 são marítimas e 216 terrestres, sendo 11 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.149 poços, sendo 468 marítimos e 5.681 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,2, sendo 2,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 92,834 Mboe/d, sendo 72,056 Mbbl/d de petróleo e 3,303 MMm³/d de gás natural. Desse total, 50,1 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 42,7 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 20.403 boe/d no Rio Grande do Norte, 17.003 boe/d na Bahia, 3.817 boe/d em Alagoas, 1.318 boe/d no Espírito Santo e 169 boe/d em Sergipe.

A Petrobras, nos termos do Ofício-Circular/Anual-2022-CVM/SEP, informa que recebeu indicação de acionistas para candidatos às vagas destinadas aos acionistas detentores de ações preferenciais e aos acionistas minoritários (não controladores) detentores de ações ordinárias ao Conselho de Administração (CA), cuja eleição ocorrerá na Assembleia Geral Ordinária de 13 de abril de 2022.

Os acionistas FIA Dinâmica Energia e Banclass FIA, ambos administrados pelo Banco Clássico S.A., indicaram os seguintes candidatos:

Abaixo, os currículos dos candidatos indicados:

Daniel Alves Ferreira. O Sr. Daniel Alves Ferreira é bacharel em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade Paulista – UNIP de São Paulo, com grau colado em 1995, e possui Curso de Especialização em “Mercados de Capitais – Aspectos Jurídicos” pela Escola de Direito da Fundação Getúlio Vargas (2009). Atuou como Advogado Associado Sênior do Escritório Mesquita Pereira, Almeida e Esteves Advogados, com atuação nas áreas cível, família e relações consumeristas, entre 1996 e 2002. Posteriormente, foi advogado sócio do Escritório Mesquita Pereira, Almeida Esteves Advogados, com atuação nas áreas de processos contenciosos de massa e societária (mercado de capitais). Atuava como represente de acionistas em diversas Assembleias de Companhias Abertas e/ou Fechadas e como gestor da área de Proxy Voting-2002 a 2018. É sócio do Alves Ferreira & Mesquita Sociedade de Advogados desde 2018, responsável pelas Áreas Societária e Mercado de Capitais. Participou dos seguintes Conselhos de Administração: CEMIG, CEMIG Distribuidora e CEMIG Geração e Transmissão (2016/2018); Renova Energia (2018/2020); Santo Antonio Energia e Madeira Energia (2018/2020); Renova Energia S/A (2020/2021 – Presidente do CA); e Centrais Elétricas Brasileira S/A – Eletrobras, desde 2019. Atuou como Conselheiro Fiscal da Petrobras (2018/2021) e é Membro do Comitê de Auditoria Estatutário da Eletrobras desde 2019. (excerto de currículo recebido pela Petrobras)

Rodrigo de Mesquita Pereira. O Sr. Rodrigo de Mesquita Pereira é brasileiro, advogado, Bacharel em Direito pela Faculdade de Direito da universidade de São Paulo (1988); Pós-graduado em “Interesses Difusos e Coletivos” pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo; Pós-graduado em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas. Promotor de Justiça do Ministério Público do Estado de São Paulo (1991-2001); Membro do Grupo Especial de Recursos Hídricos do Ministério Público do Estado de São Paulo (1997/2001); Advogado sócio do escritório Alves Ferreira & Mesquita Sociedade de Advogados. Conselheiro Fiscal na Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG – de 2016 a 2020; Membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras de 2018 a 2019. É atual membro do Conselho de Administração da Petrobras. (currículo disponível no atual Formulário de Referência da Petrobras).

Principal produto foi óleo bruto de petróleo a partir de São João da Barra, onde as exportações mais do que dobraram

As exportações realizadas pela indústria do Norte Fluminense tiveram um salto de 35% em 2021 quando comparado ao ano anterior, revela o estudo Rio Exporta realizado pela Firjan. O montante final chega a US$ 2,1 bilhões, tendo como principal produto o óleo bruto de petróleo. Na região, São João da Barra se destaca com um crescimento de 104% (ou US$ 1,3 bilhão) – o equivalente a 59% de todas as exportações realizadas na região.

“Esses dados vêm ao encontro da franca evolução do Porto do Açu como âncora econômica da nossa região. Com a já anunciada ferrovia, a tendência é que tenhamos uma diversificação de indústrias e de produtos exportados a partir do Norte Fluminense, gerando aumento de arrecadação e consequentemente mais empregos e desenvolvimento”, disse o presidente da Firjan Norte Fluminense, Francisco Roberto de Siqueira.

Segundo a Açu Petróleo, o terminal do Porto do Açu já é responsável por cerca de 30% das operações de exportação de petróleo no Brasil. Desde o início das operações, em 2016, já foram movimentados mais de 370 milhões de barris de petróleo, sendo 115 milhões somente em 2021. O ano passado ainda computa o recorde da operação, com 19 transbordos realizados em agosto. O número representa 45% do market share de exportação de petróleo no Brasil. A empresa está desenvolvendo ainda um projeto de expansão, que inclui a implantação de dois oleodutos, num investimento total de R$ 2,5 bilhões, e previsão de geração de 2 mil postos de trabalho.

Do Norte Fluminense para a Índia

O estudo da Firjan registra ainda que, considerando todo o Norte Fluminense, o óleo bruto de petróleo (US$ 1,9 bilhão) teve um aumento de 29%. O mercado indiano, com US$ 611 milhões, foi o principal destino dos embarques a partir da região. Em contrapartida, as importações diminuíram 45% (US$ 1,6 bilhão), o que se reflete um saldo comercial superavitário de US$ 542 milhões.

“O crescimento do valor das exportações de óleos bruto de petróleo está relacionado também ao aumento do preço internacional do barril de petróleo em 2021. Dessa forma, a variação positiva do produto tem grande impacto no resultado regional, pois representaram 91% do valor total exportado a partir do Norte Fluminense”, destacou Giorgio Rossi, coordenador da Firjan Internacional.

Noroeste com mais importações

Já no Noroeste Fluminense, a corrente de comércio totalizou US$ 2,9 milhões, um aumento de 130%. O índice é resultado do crescimento das importações pelas empresas do Noroeste (+189%), em especial por conta das compras de instrumentos e aparelhos para medicina, principal produto da pauta importadora da região. Quanto às exportações, a região registrou um recuo de 41% (US$ 194 mil), principalmente devido à retração de 90% nas exportações de Itaperuna.

“A pauta exportadora da regional Noroeste é muito pulverizada, tornando difícil atribuir o recuo nas exportações a um fator específico. Comparando ao ano anterior, é possível perceber que Carnes e Miudezas, que tiveram uma participação de 57% nas vendas em 2020, não aparecem mais entre as principais vendas em 2021”, destacou Giorgio.

A Petrobras informa, em continuidade ao comunicado divulgado em 05/03/2022, que recebeu ofício do Ministério das Minas e Energia na data de hoje, às 18h 25 min, em referência à Assembleia Geral Ordinária da Petrobras, que será realizada no dia 13 de abril de 2022, com duas substituições nas indicações para a eleição ao Conselho de Administração da companhia.

O acionista controlador está indicando os seguintes candidatos:

O ofício indica ainda o Sr. Adriano José Pires Rodrigues para o cargo de Presidente da Petrobras, o que deverá ser deliberado posteriormente pelo Conselho de Administração da companhia.

Abaixo, os currículos dos novos candidatos indicados.

Adriano José Pires Rodrigues. O Sr. Adriano José Pires Rodrigues é graduado em economia pela UFRJ com mestrado em Planejamento Energético pela COPPE/UFRJ e doutorado em Economia Industrial pela Universidade Paris XIII. É Diretor-Fundador do Centro Brasileiro de InfraEstrutura (desde jan/2000), tendo sido Professor Adjunto do Programa de Planejamento Energético (COPPE/UFRJ) (1983-2009). Atuou como Assessor do Diretor-Geral da Agência Nacional do Petróleo (2001) e exerceu os cargos de Superintendente de Abastecimento da Agência Nacional do Petróleo (dez/1998-ago/1999) e Superintendente de Importação e Exportação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural da Agência Nacional do Petróleo (abr/1998 – nov/1998). (excerto de currículo recebido pela Petrobras).

Eduardo Karrer. O Sr. Eduardo Karrer é formado em Engenharia Civil pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro – UERJ, com MBA em Finanças e Administração pela Universidade Católica do Rio – PUC-RJ. Possui Educação Executiva em Advanced Management Program na SMU-COX, Dallas, Texas e Leadership and Talent Development Program, na Rice University, Houston, Texas.

É um executivo com 30 anos de experiência na gestão de diferentes conglomerados, incluindo entidades públicas e privadas, e no relacionamento permanente com investidores e acionistas, tais como ENEVA, MPX, Rio Polímeros, El Paso e Petrobras. Possui larga experiência em originação, estruturação, implantação e operação de ativos e unidades de negócios em vários Países, destacando-se Brasil, Argentina, Chile, Colômbia, Bolívia e Estados Unidos. Tem experiência em empresa de capital aberto, incluindo as posições de CEO e Diretor de Relação com Investidores, incluindo relacionamento com investidores e stakeholders na América do Sul, América do Norte, Europa e Ásia. Possui experiência em start-up’s, aincluindo a empresa Cia Positiva de Energia, da qual é sócio gestor e fundador. (excerto de currículo recebido pela Petrobras).

Os currículos dos demais indicados foram divulgados no comunicado do dia 05/03/2022.