Autor: redacao

A ExxonMobil concluiu suas operações de perfuração no prospecto Cutthroat, localizado na Bacia de Sergipe-Alagoas, mas não conseguiu verificar a presença de hidrocarbonetos.

A ExxonMobil começou a perfurar o poço de exploração 1-EMEB-3-SES no Bloco SEAL-M-428 em 20 de fevereiro de 2022, usando o navio- sonda West Saturn da Seadrill . As operações deveriam durar entre 45 e 60 dias. A ExxonMobil é a operadora e detém 50 por cento de participação na área em consórcio com a Enauta (30 por cento) e a Murphy Oil (20 por cento).

Em atualização na segunda-feira, a Enauta informou que a perfuração, perfilagem e avaliação final do poço exploratório do prospecto Cutthroat foram concluídas.

Embora não tenha sido verificada a ocorrência de hidrocarbonetos neste poço , a Enauta informou que o consórcio fará estudos complementares, incorporando dados amostrados em sua interpretação geológica regional, e atualizará sua visão quanto ao potencial exploratório dos blocos localizados na Bacia de Sergipe-Alagoas águas ultraprofundas.

Vale ressaltar que a Murphy Oil disse em uma apresentação a investidores na semana passada que o poço Cutthroat poderia ter até 1 bilhão de barris de petróleo e gás . Ou seja, a área de Cutthroat tinha um potencial de recursos brutos ascendentes entre 500 milhões e 1,050 bilhão de barris de óleo equivalente.

A Reuters informou na semana passada que, caso a exploração seja bem-sucedida, seria a primeira descoberta de petróleo da ExxonMobil no Brasil como operadora. No entanto, o relatório da Enauta mostra agora que isso não aconteceu.

A Enuta foi parcialmente realizada pelos parceiros ExxonMobil e Murphy Oil nos custos relacionados ao poço 1-EMEB-3-SES, conforme os respectivos contratos de farm-out.

De acordo com o último relatório de status da frota da Seadrill , o navio-sonda West Saturn construído em 2014 está sob contrato com a ExxonMobil fora do Brasil até abril de 2022, após o qual está programado para trabalhar para a Equinor, também no Brasil, a partir de julho deste ano até julho de 2026 com opções até julho de 2030.

Foram assinados os contratos referentes aos cinco blocos exploratórios arrematados na 17ª Rodada de Licitações, realizada em 7 de outubro de 2021. No total, o certame arrecadou R$ 37 milhões em bônus de assinatura e as áreas têm previsão de investimentos exploratórios mínimos de R$ 136 milhões.

As empresas vencedoras foram a Shell Brasil Petróleo Ltda. e a Ecopetrol Óleo e Gás Ltda., que passarão a obter os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural, individualmente ou em consórcio, nos blocos S-M-1707, S-M-1709, S-M-1715, S-M-1717 e S-M-1719, conforme tabela abaixo:

A 17ª Rodada ofereceu blocos no modelo de concessão, no qual as empresas ou consórcios vencedores são definidos por dois critérios: bônus de assinatura (80%) e programa exploratório mínimo – PEM (20%) oferecidos pelas licitantes.

A ANP realizou audiência pública híbrida sobre o pré-edital e as minutas de contrato que preveem as regras da licitação de 11 blocos localizados no pré-sal, na Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP).

O Diretor da ANP Luiz Bispo abriu a audiência falando sobre a importância da Oferta Permanente para o processo de outorga de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no país. “A Oferta Permanente é marcada pelo maior dinamismo do processo licitatório, visto que ele é iniciado não mais por um cronograma fixado, trazido pela ANP. Nesse sistema, cada ciclo é iniciado por provocação do agente regulado interessado em investir nessas áreas. Essa medida possibilita que empresas e investidores possam programar melhor suas agendas e, assim, realizar investimentos sólidos em nossa indústria”, afirmou.

Bispo lembrou ainda que, até o momento, foram realizados dois ciclos de Oferta Permanente no regime de concessão, gerando contratação de 50 blocos exploratórios e 13 áreas com acumulações marginais, que resultaram em mais de R$ 79 milhões em bônus e mais de R$ 480 milhões em compromissos de investimentos das empresas. “Mas hoje estamos iniciando uma nova fase, para que a Oferta Permanente não contemple apenas áreas sob o regime de concessão, mas também aquelas a serem licitadas sob o regime de partilha da produção, como é caso das áreas localizadas no Polígono do Pré-sal”, complementou.

Dos blocos em oferta no pré-edital, Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá, na Bacia de Santos, estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção. Os demais não receberam ofertas em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas anteriormente pela ANP: Itaimbezinho (4ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Norte de Brava (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Santos).

O pré-edital e as minutas de contratos também passaram por consulta pública, na qual foram recebidas 194 contribuições.

Sobre a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP)   

A Oferta Permanente é, originalmente, um formato de licitação de outorga de contratos de exploração e produção de blocos exploratórios e de áreas com acumulações marginais para exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.

Até dezembro de 2021, a Oferta Permanente era realizada exclusivamente em regime de contratação por concessão, não contemplando a possibilidade de inclusão de áreas do pré-sal, tampouco aquelas consideradas áreas estratégicas, nos moldes da Lei nº 12.351/2010, e cujo regime legal de contratação é o de partilha de produção.

Essa limitação, no entanto, foi superada, a partir da publicação, em 24/12/2021, da Resolução CNPE nº 27/202, que estabelece que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do CNPE, com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco.

Em 5/1/2022, foi publicada a Resolução CNPE nº 26/2021, que autorizou a licitação de 11 blocos no sistema de Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), sob o regime de partilha de produção, e aprovou os parâmetros técnicos e econômicos do certame.

Os blocos exploratórios a serem oferecidos na Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) não possuem relação com aqueles oferecidos no 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), que se encontra atualmente em andamento e tem sessão pública de apresentação de ofertas prevista para 13/4.

A Diretoria da ANP aprovou a implementação de medidas para ampliação do acervo de dados técnicos públicos das bacias sedimentares brasileiras disponibilizados gratuitamente. O objetivo é aumentar o conhecimento geológico sobre as bacias, incrementar a atividade de pesquisa e exploração de áreas terrestres e criar condições para a revitalização dos campos maduros de petróleo e gás natural localizados em mar no território nacional, além de fomentar os investimentos em exploração e produção (E&P) nas atuais e futuras áreas.

Essa aprovação está em linha com a Resolução CNPE nº 10/2020, que instituiu o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar). O Programa propõe medidas para a criação de condições para a revitalização dos campos maduros de petróleo e gás natural localizados em mar no território nacional. Os objetivos são a extensão da vida útil dos campos, aumento do seu fator de recuperação, continuidade no pagamento das participações governamentais, geração de empregos e manutenção da indústria de bens e serviços locais. Propõe ainda medidas para a criação de melhores condições de aproveitamento econômico de acumulações de petróleo e gás natural em mar, consideradas como de economicidade marginal.

Serão disponibilizados gratuitamente dados técnicos públicos offshore de poços e sísmica pos-stack e dados técnicos terrestres pre-stack. Os dados pre-stack são os dados sísmicos de campo, os dados brutos sem nenhum tratamento, enquanto os pos-stack são aqueles dados sísmicos que passam por algum processamento, tratamento.

Os dados estarão disponíveis por meio de entregas físicas aos interessados, em mídia do próprio requerente com capacidade de armazenagem de dados equivalente ao pedido. Os procedimentos para solicitação e retirada dos dados estão disponíveis na página Acesso aos Dados Técnicos. A previsão é que os novos dados estejam disponíveis a partir do mês de abril.

Em maio de 2021, a ANP passou a disponibilizar gratuitamente dados técnicos públicos das bacias sedimentares terrestres brasileiras. Na ocasião, foram disponibilizados dados digitais de poços, de sísmica pos-stack 2D, sísmica pos-stack 3D e dados de métodos não sísmicos, referentes a 23 bacias sedimentares terrestres

Doutor em economia industrial pela Universidade de Paris XIII, Pires tem mais de 40 anos de atuação no mercado de energia e é sócio do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Sócio-diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires foi indicado para substituir o general Joaquim Silva e Luna no comando da Petrobras.

Se confirmado, Pires será o terceiro presidente da Petrobras na gestão Jair Bolsonaro. Antes de Silva e Luna, o cargo foi ocupado por Roberto Castello Branco.

Formado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e doutor em economia industrial pela Universidade de Paris XIII, Pires tem mais de 40 anos de atuação no mercado de energia e não deve enfrentar resistência dos investidores. De perfil liberal, teve sua última passagem pelo governo em 2001, quando assessorou o diretor-geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP).

O economista também acumulou experiências como consultor do Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Nas suas últimas declarações públicas, Pires defendeu a criação de fundo de estabilização para evitar repasses de preço ao consumidor nos momentos de forte alta da cotação do petróleo.

“O fundo não vai resolver o problema de aumento do preço do combustível”, afirmou em entrevista concedida em novembro ano passado. “Mas ele vai ajudar em duas coisas: diminuir a volatilidade, ou seja, não vai haver um repasse tão rápido para o consumidor. E pode reduzir um pouco o preço.”

O economista também não deve trabalhar para mudar a política de preço da Petrobras e já vinha atuando como consultor informal do Ministério de Minas e Energia (MME).

Com a disparada do preço do petróleo no mercado internacional – em meio à guerra entre Rússia e Ucrânia – e os consequentes repasses promovidos pela Petrobras, a política de preços adotada pela estatal voltou a ser alvo de críticas do presidente Jair Bolsonaro.

Neste mês, por exemplo, a Petrobras anunciou um duro aumento nos preços dos combustíveis. A estatal reajustou o preço médio de venda da gasolina para as distribuidoras em 18,8%. Para o diesel, o preço médio subiu 24,9%.

Desde o governo Michel Temer, a Petrobras alterou a sua política de preços de combustíveis para seguir a paridade com o mercado internacional. No Brasil, portanto, o preço dos combustíveis é influenciado, sobretudo, pela cotação do dólar e pelo valor do barril no mercado internacional. Dessa forma, uma cotação mais elevada da commodity e/ou uma desvalorização do real têm potencial para contribuir com uma alta de preços no Brasil.

A empresa de serviços geofísicos CGG recebeu um projeto de imagem sísmica de nó fundo oceânico (OBN) em duas partes pela PXGEO sobre o Reservatório Compartilhado de Sapinhoá ​​na Bacia de Santos.

Conforme informado, o levantamento sísmico 3D de linha de base adquirido pela PXGEO, cobrindo 575 quilômetros quadrados, já está sendo processado no centro de imagens de subsuperfície da CGG no Rio de Janeiro.

A CGG disse que está aplicando suas mais recentes tecnologias de imagem proprietárias, incluindo inversão de forma de onda completa com atraso de tempo, atenuação múltipla interna e migração de mínimos quadrados, para resolver incertezas estruturais desafiadoras no pré-sal e obter melhor visão do comportamento geomecânico do reservatório.

Comentando sobre o prêmio, Peter Whiting, EVP, Geoscience, CGG, disse:  “Com nosso histórico inigualável de projetos bem-sucedidos de OBN do pré-sal, a CGG é, sem dúvida, a empresa líder mundial em imagens sísmicas OBN. Embora a imagem do pré-sal seja sempre um desafio, os especialistas em nosso centro de pesquisa do Rio são reconhecidos por sua capacidade de desenvolver tecnologias adaptadas às necessidades de cada projeto individual e fornecer resultados OBN 4D do pré-sal de alta qualidade. “

Quanto à segunda parte do projeto, a empresa processará o levantamento do monitor 4D após sua aquisição planejada pela PXGEO em 2023.

Espera-se que os resultados do projeto de imagem tragam uma visão geológica aprimorada para a operadora de ativos, a Petrobras, para auxiliar no melhor gerenciamento da recuperação de petróleo e desenvolvimento da produção.

A Petrobras é a operadora da concessão onde está localizado o campo de Sapinhoa ​​com 45% de participação, em parceria com a Shell Brasil Petróleo com 30% de participação e a Repsol Sinopec Brasil com os 25% restantes.

A Diretoria da ANP aprovou a implementação de medidas para ampliação do acervo de dados técnicos públicos das bacias sedimentares brasileiras disponibilizados gratuitamente. O objetivo é aumentar o conhecimento geológico sobre as bacias, incrementar a atividade de pesquisa e exploração de áreas terrestres e criar condições para a revitalização dos campos maduros de petróleo e gás natural localizados em mar no território nacional, além de fomentar os investimentos em exploração e produção (E&P) nas atuais e futuras áreas.

Essa aprovação está em linha com a Resolução CNPE nº 10/2020, que instituiu o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar). O Programa propõe medidas para a criação de condições para a revitalização dos campos maduros de petróleo e gás natural localizados em mar no território nacional. Os objetivos são a extensão da vida útil dos campos, aumento do seu fator de recuperação, continuidade no pagamento das participações governamentais, geração de empregos e manutenção da indústria de bens e serviços locais. Propõe ainda medidas para a criação de melhores condições de aproveitamento econômico de acumulações de petróleo e gás natural em mar, consideradas como de economicidade marginal.

Serão disponibilizados gratuitamente dados técnicos públicos offshore de poços e sísmica pos-stack e dados técnicos terrestres pre-stack. Os dados pre-stack são os dados sísmicos de campo, os dados brutos sem nenhum tratamento, enquanto os pos-stack são aqueles dados sísmicos que passam por algum processamento, tratamento.

Os dados estarão disponíveis por meio de entregas físicas aos interessados, em mídia do próprio requerente com capacidade de armazenagem de dados equivalente ao pedido. Os procedimentos para solicitação e retirada dos dados estão disponíveis na página Acesso aos Dados Técnicos. A previsão é que os novos dados estejam disponíveis a partir do mês de abril.

Em maio de 2021, a ANP passou a disponibilizar gratuitamente dados técnicos públicos das bacias sedimentares terrestres brasileiras. Na ocasião, foram disponibilizados dados digitais de poços, de sísmica pos-stack 2D, sísmica pos-stack 3D e dados de métodos não sísmicos, referentes a 23 bacias sedimentares terrestres

A Diretoria da ANP aprovou a publicação de nova resolução que consolida a Portaria ANP nº 58/2001 e as Resoluções ANP nº 35/2010 e nº 12/2014. Os atos normativos originais estabelecem os procedimentos para a apuração da participação especial (PE).

A participação especial é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção. É apurada trimestralmente com base na receita líquida da produção de cada campo, consideradas as deduções previstas na legislação aplicável, e sujeitas a alíquotas progressivas, que variam de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada.

A junção dos três atos em uma única resolução atende ao Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, que dispõe sobre a revisão e a consolidação dos atos normativos inferiores a decreto.  Segundo o § 1º do art. 7º do Decreto, a consolidação consiste na reunião dos atos normativos sobre um mesmo tema em um ato único, com a revogação expressa dos anteriores.

Assim, com a edição da nova resolução consolidada, haverá a revogação expressa dos três atos normativos originais. Com essa medida, a ANP contribui para a melhoria da técnica legislativa aplicada às normas e para a redução do estoque regulatório da Agência.

Por se tratar apenas de uma consolidação, em que o conteúdo normativo original dos dispositivos consolidados é mantido, sem alteração para os agentes econômicos, de direitos dos consumidores nem criação de novas obrigações, foi dispensada a realização de análise de impacto regulatório (AIR), bem como de consulta e audiência públicas.

A Petrobras, nos termos do Ofício-Circular/Anual-2022-CVM/SEP, informa que recebeu indicação de candidata ao Conselho de Administração (CA) para a eleição em separado de acionistas minoritários ordinaristas, que ocorrerá na Assembleia Geral Ordinária de 13 de abril de 2022.

Fundos de investimento geridos por Navi Capital – Administradora e Gestora de Recursos Financeiros Ltda indicaram a seguinte candidata:

Nome do Candidato	Cargo a Concorrer
Ana Marta Horta Veloso	Membro do CA indicado pelos minoritários ordinaristas para eleição em separado

Abaixo, o currículo da candidata indicada:

Ana Marta Horta Veloso.  A Sra. Ana Marta Horta Veloso é formada em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG) e detém mestrado em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Iniciou sua carreira no BNDES, onde atuou entre 1992 e 2006, tendo ocupado diversos cargos executivos, com foco em mercado de capitais. Em 2006 assumiu posição executiva no Banco Pactual, posteriormente UBS Pactual, onde atuou na Área de Investimentos de Longo Prazo. Participou, representando o Pactual, nos Conselhos de Administração da Light S.A., Light SESA e Equatorial Energia S.A (Equatorial). Em 2008 assumiu o cargo de diretora estatutária da Equatorial, onde acompanhava e monitorava as participações em suas controladas e prospectava e analisava operações de M&A. Representando a Equatorial, participou dos Conselhos de Administração da Companhia Energética do Maranhão – CEMAR S.A., da Centrais Elétricas do Pará – CELPA S.A. e da Geradora de Energia do Norte S.A.. Entre 2015 e 2017, assumiu os cargos de CEO, Diretora de Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração da Light S.A.. Liderou time responsável por mudanças estruturais na gestão das empresas do Grupo Light nas frentes financeira, regulatória e operacional. Em 2018, atuou como cconsultora sênior da GP Investments e Credit Suisse Energy Infra Partners, participando do processo de due dilligence e valuation da Light S.A., em que a GP Investments seria acionista âncora de uma oferta primária e secundária de ações. Entre 2018 e 2019 atuou na Eletropaulo S.A., como membro independente do Conselho de Administração e dos Comitês de Auditoria e Remuneração. Participou das decisões estratégicas referentes ao processo competitivo que resultou na Oferta Púbica de Ações pela ENEL que assumiu o controle da Companhia. Contribuiu também no processo de transição do controle da Companhia como Conselheira e membro dos Comitês de Auditoria e Remuneração. Entre 2019 e 2020 atuou na Light S.A. como CEO e Diretora de Relação com Investidores, participando da estruturação e realização de follow-on primário e secundário no valor de R$ 2,5 bilhões, venda da participação na Renova Energia e implementação e entrega das primeiras etapas do turn around operacional da Light SESA. Desde 2021 é Membro Independente do Conselho de Administração e Coordenadora do Comitê de Auditoria da Vinci Partners e Membro Independente do Conselho de Administração e Membro do Comitê de Remuneração da Rio Energy S.A.

A ANP realizou audiência sobre proposta de alteração pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que estabelece os critérios e procedimentos para execução das atividades de certificação de conteúdo local.

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 atividade de certificação, regulada pela Resolução ANP n° 19/2013, é exercida por instituições acreditadas pela ANP (os organismos de certificação) e consiste em aferir o percentual de conteúdo local em determinado fornecimento de bem ou serviço e atestá-lo publicamente.

“A declaração de gastos nacionais à ANP pelos operadores deve estar atrelada a um certificado de conteúdo local, aumentando assim a rastreabilidade de cumprimento dos compromissos estabelecidos. Trata-se de uma atividade de elevada complexidade, compreendendo amplo escopo documental e diferentes procedimentos a serem avaliados e empregados pelos organismos de certificação, num contexto de relações comerciais e contratuais que se alteram com o tempo. Por isso, a ANP tem focado sua atuação no aprimoramento contínuo do regulamento, num contexto de amplo debate e transparência com os agentes da indústria, buscando promover ações de simplificação, aumento de previsibilidade e redução dos custos regulatórios”, afirmou o Diretor da ANP Luiz Bispo na abertura da audiência.

A alteração proposta é resultante do relatório de análise de impacto regulatório (AIR) realizado pela ANP em 2021. O estudo identificou oportunidades de melhoria no que está previsto na Resolução ANP n° 19/2013 em relação aos seguintes procedimentos de certificação de conteúdo local: conversão de moedas; operações de revenda de produtos nacionais; serviços e conjuntos de origem estrangeira; e parâmetros de certificação de Sistemas nacionais.

Um Sistema, no contexto do conteúdo local, é uma reunião coordenada e lógica de um grupo de equipamentos, máquinas, materiais e serviços associados que, juntos, funcionam como estrutura organizada destinada a realizar funções específicas — por exemplo, uma plataforma ou um navio de apoio completos.

A minuta também passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 28 contribuições. 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.