Um horizonte promissor – Eduardo Gerk, diretor-presidente da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA)

Essa é a visão do diretor-presidente da Pré-Sal Petróleo (PPSA), José Eduardo Vinhaes Gerk, respaldado em três anos à frente da empresa que foi criada em 2010 (Lei nº 12.304/10) para fazer a gestão dos contratos de partilha da produção, como representante da União.

Gerk, que iniciou carreira no setor de petróleo na Petrobras e soma hoje mais de três décadas de experiência na área, em 2021 foi eleito um dos 100 Mais Influentes da Energia da Década, uma premiação organizada pela plataforma Full Energy, do Grupo Mídia.

Um reconhecimento à sua atuação na PPSA, que vem gerenciando um valioso “patrimônio” para a União. Ao assumir em abril de 2019, a produção acumulada dos contratos de partilha somava 17 milhões de barris de petróleo em dois anos. Em dezembro do ano passado esse volume acumulado alcançou 110 milhões de barris e 388 milhões de metros cúbicos de gás (70 milhões de bbl extraídos de Mero e o restante dos campos de Búzios, Sapinhoá e Tartaruga Verde Sudoeste).

Nesse período, a parcela de óleo da União pulou de 2 milhões para 12 milhões de bbl e a de gás natural, de 3 milhões para 102 milhões de metros cúbicos. A projeção da PPSA é de que em 2022 as receitas da União somarão US$6,22 bilhões – a maior parte, em tributos e royalties pagos pelos consórcios que operam esses contratos, ainda que seja significativo a receita de US$0,58 bi proveniente da parcela de petróleo para a União. Números que se agigantarão até o final da década, quando a parcela de petróleo alcançar 400 milhões de barris.

Oil & Gas Brasil: Os contratos em regime de partilha produziram quase quatro vezes mais em 2021, em relação ao ano anterior: foram 62 milhões de barris de petróleo, dos quais a União teve direito a parcela de 3,9 milhões de barris. O crescimento na produção de gás foi de 108% somando 187 milhões de m³ disponibilizados para comercialização pelos contratos de Entorno de Sapinhoá, Tartaruga Verde Sudoeste e Búzios. Vocês esperam esse crescimento exponencial pelos próximos cinco anos? Quando esse crescimento deverá ficar mais estável/ou menos acentuado?

Eduardo Gerk: O horizonte para os contratos em regime de partilha é, de fato, promissor. Em nosso estudo “Estimativas de Resultados nos Contratos de Partilha de Produção”, lançado em novembro de 2021 e revisado em janeiro deste ano,
constatamos uma tendência de crescimento notável até 2031. Nos próximos dez anos, a expectativa é de produção de 8,2 bilhões de barris de petróleo em regime de partilha de produção. Deste total, 1,62 bilhão de barris de petróleo serão destinados à União. Quando observamos a média diária projetada, vemos um primeiro salto da produção em 2025, praticamente dobrando os valores atuais. Há um segundo salto previsto para 2027, quando a produção dos contratos de partilha romperá a casa dos 2 milhões de barris diários. Na década, o pico está previsto para ocorrer em 2029, com 3,67 milhões de barris por dia. A curva praticamente vai se manter no mesmo patamar de 2029 até 2031.

Oil & Gas Brasil: Essa alta, a maior desde 2017, foi puxada por Búzios (que produziu mais da metade do volume registrado em 2021), Libra (Área de Desenvolvimento de Mero), Entorno de Sapinhoá e Tartaruga continue liderando? Ou, com a aprovação do plano de desenvolvimento de Mero (que deverá receber quatro plataformas, a primeira este ano, Libra poderá superar Búzios? Talvez em cinco anos?

Eduardo Gerk: Por questões contratuais, não divulgamos no nosso estudo o volume de produção projetado por contrato de partilha de produção. Búzios é o gigante do pré-sal, com previsão de 12 plataformas. Embora a produção de Mero seja crescente nos próximos anos, as projeções atuais demonstram que o volume estimado para Búzios não será superado por nenhum outro campo.

Oil & Gas Brasil: A parcela que a União vem recebendo aumenta ano a ano. OS 3,9 milhões de barris de petróleo foram 35% superior à de 2020, em óleo, e o de gás foi 55% a mais. A projeção é de que essa produção cresça com a implementação de novas rotas, propostas inclusive no Plano Indicativo de
Processamento e Escoamento de Gás Natural – PIPE, da EPE, ou esse ainda é uma cenário ainda em construção (o dos novas rotas de escoamento)? De que forma a PPSA pode contribuir para acelerar projetos como esses que tem impacto sobre a produção desses contratos que ela gerencia?

Eduardo Gerk: Instituímos um Comitê de Gás Natural para acompanhar a abertura do novo mercado de gás natural e
auxiliar o governo na elaboração de políticas públicas que ajudem a escoar a produção de gás natural do pré-sal nos
próximos anos, como consequência do desenvolvimento de novos campos que tiverem declarada a sua comercialidade. Como gestores, fazemos uma permanente avaliação econômica dos projetos e das alternativas de utilização do gás. Quando
economicamente viável, o investimento em novas rotas é fomentado, buscando sempre otimizar o resultado desses
projetos e o valor para a União.

Oil & Gas Brasil: A aprovação pela ANP de nova resolução consolidando as Resoluções ANP nº 25, de 08/07/2013, e nº 698, de 06/09/2017 regulando o procedimento de individualização da produção de petróleo e gás natural terá impacto direto nos contratos gerenciados por voces? Em que ativos?

Eduardo Gerk: A nova resolução apenas compila em um único instrumento normativo as regras relativas aos AIPs. Não haverá nenhum impacto nas atividades do dia a dia, uma vez que não há alteração de conteúdo. Desta forma, a única mudança perceptível é a alteração do número da Norma a ser referida.

Oil & Gas Brasil: O estudo ”Estimativas de Resultados nos Contratos de Partilha de Produção”, divulgado em janeiro, projeta que em dez anos deverão ser produzidos 8,2 bilhões de barris de petróleo em regime de partilha (17 contratos vigentes e Sépia e Atapu, cujos contratos ainda serão assinados). Em 2031, a média diária de produção de todos os contratos será de aproximadamente 3,5 milhões de barris por dia (bpd). Em 2022, primeiro ano do período analisado, a parcela diária de óleo da União será de 26 mil bpd, em média. Já em 2031, estima-se que a média diária da produção seja de 1,1 milhão de barris. Qual a previsão da parcela de petróleo da união em 2031?

Eduardo Gerk: Em 2031, a média diária é de 1,1 milhão de barris. Desta forma, a produção do ano de 2031 será de aproximadamente 400 milhões de barris. Criada em novembro de 2013, a Pré-Sal Petróleo atua em três grandes frentes: gestão dos Contratos de Partilha de Produção, gestão da comercialização de petróleo e gás natural e a representação da União nos Acordos de Unitização. Altamente qualificada, a equipe da empresa é formada por profissionais que têm grande experiência na
indústria de óleo e gás. Estes colaboradores são responsáveis por análises técnicas, que norteiam as tomadas de decisões e maximizam os resultados econômicos das atividades do pré-sal para a União.

A companhia conta com 58 empregados em cargos comissionados de livre provimento e terá até 150 empregados efetivos, que serão contratados por meio de processo seletivo público de provas ou de provas e títulos. A Pré-Sal Petróleo participa de eventos da indústria do petróleo e realiza palestras para mostrar o papel que desempenha para a sociedade. Desde agosto de 2014, a Pré-Sal Petróleo possui um Escritório Central no Edifício Centro Empresarial Internacional Rio – RB1, 4º andar, localizado na Praça Mauá, na região portuária da Cidade do Rio de Janeiro. Em 2015, o Escritório Sede de Brasília foi inaugurado.

Rio Oil & Gas 2022 está confirmada e será realizada na zona portuária do Rio

A Rio Oil & Gas 2022 já confirmou pelo menos 320 expositores, o mesmo número da última edição presencial em 2018, para o evento que começa no dia 26 de setembro, na zona portuária do Rio. A Conferência é uma das maiores da cidade. O evento vai até o dia 29 de setembro.

Serão utilizados Boulevard Olímpico, nos Armazéns 1,2,3 4 e 5 do Píer Mauá, Armazém Kobra e Armazém Utopia, no maior espaço já ocupado por um evento na zona portuária.

Relação dos expositores até o momento: https://www.riooilgas.com.br/exposicao/

Enauta adiciona mais dois poços ao backlog da sonda contratada

A Enauta decidiu exercer sua opção de estender a contratação de uma sonda de perfuração escolhida para as operações em seu campo de Atlanta, adicionando dois poços adicionais ao escopo de trabalho coberto pelo contrato original.

Em janeiro de 2022, a Enauta celebrou um contrato de serviços de tempo com os serviços de petróleo Constellation e um contrato de afretamento com a London Tower Management para a contratação da sonda de perfuração  para a perfuração do quarto poço do SPA no campo de Atlanta, previsto para o quarto trimestre de 2022.

O negócio veio logo após o anúncio da Enauta em dezembro de 2021, confirmando que  foi aprovada a perfuração de um poço adicional  no Sistema de Produção Antecipada (EPS) do campo de Atlanta, com previsão de início de produção no início de 2023.

Em sua última atualização na sexta-feira, a Enauta informou que a prorrogação do contrato da sonda Alpha Star foi exercida em 21 de fevereiro de 2022 para executar a perfuração adicional de dois poços para o Full Development System (FDS) de Atlanta. A empresa explicou que o valor total estimado e aprovado para esses dois poços adicionais é de US$ 35 milhões.

Além disso, o escritório apurou que nove empresas do setor foram convidadas a participar do processo de licitação internacional aberto pela Enauta e conduzido por uma comissão interna de licitação, que observou os critérios da empresa para os procedimentos contratuais. Além das características técnicas e operacionais da sonda e do projeto, elas incluíam preço, duração, prazos e condições, segurança e aspectos ambientais.

A sonda submersível Alpha Star é capaz de perfurar em águas com profundidades de até 9.000 pés (cerca de 2.743 metros) e tem capacidade de profundidade de perfuração de até 30.000 pés (ou seja, 9.144 metros), equipada para operar em profundidades típicas do pré-sal .

Localizado no Bloco BS-4, na Bacia de Santos, o  campo de Atlanta  é operado pela Enauta Energia, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação neste ativo. O campo produz desde 2018 por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços conectados ao FPSO Petrojarl I .

Para estender o afretamento, operação e manutenção deste FPSO por um período adicional de até dois anos, a Enauta assinou acordos com a Altera  em janeiro de 2022. Além disso, a empresa também celebrou um  contrato para a compra do FPSO  OSX-2  para o Definitive System (DS) do campo de Atlanta e o negócio de compra foi  fechado no início de fevereiro .

Na semana passada, a Enauta confirmou que o FDS do campo de Atlanta foi aprovado e assinou um contrato firme com a Yinson da Malásia para o fornecimento, operação e manutenção do navio FPSO, que será usado para este campo.A partida do projeto – inicialmente com seis poços – com capacidade para produzir 50 mil barris de petróleo e processar 140 mil barris de água por dia está prevista para meados de 2024.

A partida do projeto – inicialmente com seis poços – com capacidade para produzir 50 mil barris de petróleo e processar 140 mil barris de água por dia está prevista para meados de 2024.

Opep não vê necessidade de resposta ao preço do petróleo acima de US$ 100

Autoridades dos principais produtores da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) disseram nesta quinta-feira não verem necessidade imediata de resposta à alta dos preços do petróleo para além de US$ 100 o barril depois que as forças russas atacaram a Ucrânia.

“A situação é realmente complicada e volátil”, disse um delegado da Opep de um importante produtor do Golfo Pérsico. “O mercado precisa de mais tempo para analisar [a escalada da tensão no Leste Europeu] para então depois decidir”, emendou.

O preço do petróleo tipo Brent, a referência global, passou de US$ 100 o barril pela primeira vez desde 2014, depois que a Rússia iniciou uma incursão militar na Ucrânia, atingindo cidades com ataques aéreos e em regiões de fronteira.

A Opep e seus aliados liderados pela Rússia devem se reunir virtualmente na próxima quarta-feira para decidir sobre os planos de produção. Até janeiro, o cartel manteve o cronograma de aumento mensal de 400 mil barris por dia na oferta, como parte de um plano para aumentar a produção para níveis pré-pandêmicos.

Autoridades do cartel dentro e fora do Golfo Pérsico disseram que não há necessidade de adiantar a data da reunião ou alterar os planos de produção, por enquanto, na ausência de grandes interrupções da Rússia. Moscou fornece um quarto do petróleo da Europa e também é um fornecedor importante para os Estados Unidos e a Ásia, sendo que grande parte da oferta russa é enviada por portos próximos à Ucrânia.

Fonte: Valor

Projeto patrocinado pela Petrobras colabora para a recuperação de manguezais e geração de renda de catadores de caranguejo

Projeto Uçá retirou 35 toneladas de lixo de 280 mil m² da área de influência da Baía de Guanabara nos últimos 10 anos.

Uma floresta de mangue é capaz de sequestrar e reter de quatro a cinco vezes mais carbono do que uma floresta de continente, auxiliando no combate ao aquecimento global. O projeto Uçá, que integra a carteira do Programa Petrobras Socioambiental, tem buscado a melhoria da qualidade e saúde ambiental dos manguezais e ecossistemas costeiros e marinhos na área de influência da Baía de Guanabara.

Uma das atividades realizadas pelo projeto é a Operação Limpaoca, que mobiliza catadores de caranguejo durante o período de defeso do caranguejo-uçá. No último trimestre de 2021, foram recolhidos 9.355 kg de resíduos sólidos de 80 mil metros quadrados. Além do benefício para o meio ambiente, a ação é uma alternativa de renda para esses trabalhadores. Ao longo dos últimos 10 anos, o projeto retirou 35 toneladas de lixo de 280 mil metros quadrados da APA de Guapi-mirim — área que corresponde a cerca de 33 campos de futebol. Já são 182 mil metros quadrados de florestas de mangue restauradas por meio de replantio de 64 mil mudas.

O projeto contribui para que sejam restabelecidas as funções ecológicas de um dos ecossistemas mais produtivos e biologicamente relevantes do planeta como: mitigação dos efeitos da mudança climática, já que o manguezal é um importante estocador e sequestrador de carbono; redução da vulnerabilidade da região costeira diante de desastres naturais e eventos extremos; retenção de sedimentos, diminuindo os efeitos de processos erosivos devido à elevação do nível do mar e cheia dos rios no período chuvoso.

A partir daí, se instala um círculo virtuoso: com o processo de recuperação, o ambiente fica mais saudável e receptivo ao retorno de espécies animais e vegetais típicas da região, beneficiando também as comunidades que vivem em municípios próximos da Baía de Guanabara. Algumas dessas espécies são de interesse econômico para os trabalhadores locais, servindo para consumo próprio ou para geração de renda, como peixes, mexilhões, camarões, ostras, caranguejos e siris.

Parceria

A organização sem fins lucrativos Guardiões do Mar é a realizadora do projeto Uçá. Desde 1998, cria e atua em ações socioambientais que produzem conhecimento científico e mobilizam lideranças comunitárias e de povos tradicionais para a conservação de manguezais e combate ao lixo nos ecossistemas costeiros. Pioneira em educação ambiental inclusiva, foi vencedora do Prêmio Hugo Werneck (2017) e do Prêmio Firjan Ambiental (2020). O Uçá integra a Rede Águas da Guanabara – REDAGUA, com os projetos Guapiaçu, Coral Vivo e Meros do Brasil, também patrocinados pela Petrobras; e participa ainda da Rede Nacional de Manguezais – RENAMAN e o Movimento Viva Água – Baía de Guanabara.

A Petrobras patrocina o projeto Uçá há oito anos. Por meio do Programa Petrobras Socioambiental, a companhia apoia soluções socioambientais nos territórios onde atua, em várias regiões do país, através de parcerias com organizações da sociedade civil. São apoiadas iniciativas voltadas para a geração de emprego e renda; preparo para o exercício da cidadania; atendimento de crianças e adolescentes; conservação da biodiversidade costeira e marinha; e recuperação de florestas e áreas naturais, entre outras.

ANP consegue vitória parcial e impede restituição de valores em arbitragem da 12ª Rodada de Licitações

Em sentença arbitral divulgada às partes no início de fevereiro, a ANP foi parcialmente vencedora e conseguiu reafirmar a validade das cláusulas de caso fortuito e força maior previstas em contrato de concessão. Na arbitragem, as concessionárias Petra Energia e Bayar Empreendimentos e Participações Ltda. pediam, entre outros pontos, a restituição dos bônus de assinatura pagos por blocos da 12ª Rodada de Licitações, realizada em 2013, o que foi negado na sentença.

A 12ª Rodada atraiu a atenção da sociedade civil e de entidades públicas por explicitar, pela primeira vez, a possibilidade de utilizar a técnica do fraturamento hidráulico para extrair hidrocarbonetos de reservatórios não convencionais.

Após a rodada, houve o ajuizamento de seis Ações Civis Públicas por parte do Ministério Público Federal, nas quais buscava a proibição do uso do faturamento hidráulico e a anulação do certame. No caso específico das concessionárias Petra e Bayar, o contrato foi afetado por decisões judiciais proferidas na Ação Civil Pública nº 0006519-75.2014.4.03.6112 (Justiça Federal de Presidente Prudente/SP), que chegaram a declarar a nulidade do certame em 1ª instância.

Durante a vigência das decisões proibitivas, as concessionárias requereram administrativamente a rescisão contratual, com exoneração das obrigações contratuais, restituição dos bônus de assinatura e ressarcimento dos gastos com a contratação de garantias financeiras. Como feito com outros contratos da 12ª Rodada, a ANP propôs a formalização de rescisão consensual, com a exoneração de obrigações contratuais e a liberação das garantias financeiras, desde que as empresas concordassem em renunciar ao recebimento de quaisquer valores. A divergência sobre a restituição e ressarcimento de valores impediu a rescisão consensual do contrato, de modo que a controvérsia foi referida para solução na via arbitral.

Ao instaurar a arbitragem, uma das alegações feitas pelas empresas era que, como a decisão judicial as impedia de realizar as atividades nos blocos arrematados, fariam jus à restituição dos valores pagos. Essa alegação foi rebatida pela ANP, com base nas cláusulas contratuais que impedem a restituição ou ressarcimento de valores em hipóteses de “caso fortuito, força maior ou causas similares”. A visão da ANP foi sancionada pela sentença arbitral, que reconheceu, entre outras questões, que a ANP não pode ser responsabilizada pelo comportamento de órgãos do MPF e pelas decisões emitidas pelo Poder Judiciário, que se enquadrariam no conceito de “fato do príncipe” (ato estatal que, proveniente de outra esfera governamental, impacta o cumprimento do contrato). Assim, os árbitros reconheceram a aplicabilidade das cláusulas contratuais sobre caso fortuito, força maior ou causas similares para o caso em questão.

Por outro lado, os árbitros concordaram o pedido de cancelamento de créditos cobrados pela ANP. Eles entenderam que as decisões judiciais, enquanto vigentes, proibiram integralmente a execução das atividades que, pelo contrato, as empresas deveriam fazer. Assim, concluíram que não houve culpa das concessionárias na rescisão e que a ANP não poderá inscrever créditos em dívida ativa referentes a esse contrato de concessão.

A arbitragem é um método de resolução de conflitos, no qual as partes definem que uma pessoa ou uma entidade privada irá solucionar a controvérsia apresentada pelas partes, sem a participação do Poder Judiciário. Esse instrumento está presente nos contratos de concessão de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, assinados entre a ANP e as empresas vencedoras das rodadas de licitações. Segundo essa cláusula, alguns conflitos e discordâncias entre a Agência e a concessionária serão resolvidos por meio de arbitragem, em vez de em ação judicial.

Dados diários sobre estoques de combustíveis: ANP divulga orientações e prazos para atendimento da nova resolução

Estão disponíveis, no site da ANP, as orientações para o atendimento da Resolução ANP no 868/2022, que prevê o envio, à Agência, dos dados diários relativos aos estoques de combustíveis. A Resolução entra em vigor em 1º de março de 2022, mas há prazos específicos para que cada tipo de agente regulado dê início, obrigatoriamente, à remessa das informações.

Os agentes que deverão atender à nova Resolução são: centrais petroquímicas; cooperativas de produtores de etanol; distribuidores de combustíveis de aviação; distribuidores de combustíveis líquidos; distribuidores de GLP; empresas comercializadoras de etanol; formuladores de gasolina e óleo diesel; operadores de terminais; processadores de gás natural; produtores de biodiesel; produtores de etanol; refinadores de petróleo; e transportadores dutoviários.

Esses agentes deverão enviar dados referentes aos seguintes produtos: biodiesel; gasolina A comum e gasolina A premium; gasolina C comum e gasolina C premium; gasolina de aviação (GAV); gás liquefeito de petróleo (GLP); óleo diesel A S10; óleo diesel A S500; óleo diesel A não rodoviário; óleo diesel B S10; óleo diesel B S500; óleo diesel B não rodoviário; óleo diesel marítimo; etanol anidro; etanol hidratado; óleo combustível e óleo combustível marítimo e querosene de aviação (QAV).

A partir de 1º de março, os agentes regulados já poderão enviar os dados para a ANP. Contudo, o envio só passa a ser obrigatório após o prazo determinado pela Resolução. Com isso, a ANP permite que as empresas se adaptem e tirem suas dúvidas junto à Agência antes de estarem, efetivamente, obrigadas a enviar os dados. Os prazos para envio dos dados são:

  • 18/11/2022, para o distribuidor de combustíveis de aviação (270 dias após a publicação da Resolução);
  • 19/12/2022, para o operador de terminal, o produtor de biodiesel, o transportador dutoviário e o distribuidor de GLP (300 dias após a publicação da Resolução);
  • 17/01/2023, para a central petroquímica, o distribuidor de combustíveis líquidos, o formulador de gasolina e óleo diesel, o processador de gás natural e o refinador de petróleo (330 dias após a publicação da Resolução); e
  •  16/02/2023, para a cooperativa de produtores de etanol, a empresa comercializadora de etanol e o produtor de etanol (360 dias após a publicação da Resolução).

Petrobras fecha quarto trimestre com resultado positivo

Após sete anos de um intenso trabalho interno de recuperação de suas finanças e credibilidade, a Petrobras alcançou em 2021 sólidos resultados operacionais e financeiros, com destaque para o endividamento equacionado e todas as suas metas de produção de petróleo e gás cumpridas. O resultado líquido do quatro trimestre permaneceu em patamar semelhante ao do trimestre anterior.

“Os resultados operacionais e financeiros evidenciam que a Petrobras se tornou uma empresa forte e saudável. Esta é a melhor forma da companhia desempenhar seu papel social, sendo capaz de crescer, investir, gerar empregos, pagar tributos, retornar dividendos aos acionistas, incluindo a União, e contribuir efetivamente para o desenvolvimento do país”, afirma Joaquim Silva e Luna, presidente da Petrobras.

Em 2021, a companhia repassou à sociedade brasileira cerca de R$ 230 bilhões em dividendos para a União* e tributos aos governos federal, estadual e municipal. Quanto mais recursos a companhia gera, mais devolve à sociedade.

Recuperação Financeira

O ano de 2021 consolidou a trajetória de recuperação financeira da companhia, após ter contraído a maior dívida corporativa do mundo. No quarto trimestre, a Petrobras alcançou uma dívida bruta de US$ 58,7 bilhões, resultando em uma relação dívida líquida/Ebitda de 1,1x.

“Com a redução do endividamento, foi possível redirecionar recursos pagos como juros para investimentos. Em 2021, investimos US$ 8,8 bilhões, aumento de 9% em relação a 2020. Nos próximos cinco anos, planejamos investir mais US$ 68 bilhões, 24% acima do projetado para 2021-2025. Isso demonstra que estamos trabalhando para a Petrobras crescer de forma sustentável e rentável. E, desta forma, entregar o máximo de retorno para nossos acionistas e para a sociedade”, conclui Rodrigo Araujo, diretor financeiro e de relacionamento com investidores da Petrobras.

Principais conquistas:

– Lucro líquido de R$ 31,5 bilhões e Ebitda de R$ 62,9 bilhões, no quarto trimestre de 2021.
– Atingimento de todas as métricas de topo previstas no Plano Estratégico 2021-2025 e de todas as metas de produção do ano, com o pré-sal respondendo por cerca de 70% da nossa produção.
– Maior adição de reservas da história da Petrobras, com 1,97 bilhão de barris de óleo equivalente, resultando na reposição de 219% da produção de 2021.
– Atingimento da meta de endividamento com antecedência de 15 meses, fechando o ano com uma dívida bruta de US$ 58,7 bilhões.
– Elevação da nota de crédito pela Moody’s em 1 nível, de “Ba2“ para “Ba1”, com perspectiva estável, e elevação do rating intrínseco da companhia em 1 nível, de “ba2” para “ba1.
– Fator de utilização total (FUT) médio de 83% de nossas refinarias em 2021, o maior índice dos últimos cinco anos, o que mostra os ganhos de eficiência na gestão das unidades.
– Conclusão das obrigações com o Departamento de Justiça dos EUA (DOJ).
– Retorno ao Dow Jones Sustainability Index World, um dos mais importantes no mundo, após seis anos.

* valor correspondente à soma das parcelas referentes aos acionistas União Federal, BNDES e BNDESPar.

Clique aqui para acessar o relatório na íntegra.

Ocyan lança prêmio para reconhecer fornecedores

Iniciativa destacará os fornecedores com melhor desempenho e que superaram desafios com eficiência e segurança

A Ocyan, empresa brasileira do setor de óleo e gás, lança este mês o Prêmio Ocyan de Fornecedores, que tem como objetivo reconhecer o melhor desempenho de seus parceiros comerciais aliado à gestão da responsabilidade corporativa e ambiental no mercado de óleo e gás. Ao longo do ano, serão avaliados o desempenho e a performance do fornecedor, englobando aspectos da qualidade, organização, gestão de risco, sustentabilidade e aderência legal. O período de avaliação vai de janeiro a dezembro de 2022 e a premiação dos três mais bem colocados em quatro categorias acontece em 2023.

“A ideia surgiu na área de Gestão de Fornecedores para estimular nossa rede de parceiros a se manter ainda mais qualificada. Com esta boa prática de mercado, inserida no programa de relacionamento com fornecedores, buscamos valorizar as ações dos nossos parceiros e incentivá-los a alcançar níveis de excelência. Estamos nos aprimorando desde 2017 e acreditamos que agora é o momento de reconhecê-los”, explica Bernardo Façanha, gerente executivo de Suprimentos e Logística da Ocyan.

Os fornecedores serão divididos em quatro categorias: 1 – Serviços Onshore, empresas que prestam serviços para as bases da Ocyan ou em suas dependências; 2 – Serviços Offshore, empresas que prestam serviços para as sondas de perfuração da Ocyan; 3 – Materiais, empresas que fornecem materiais em geral; e 4 – Spare Parts, empresas que fornecem sobressalentes dos grandes equipamentos críticos de operação da Ocyan.

Entre os critérios de classificação dos premiados será utilizado um indicador que mensura o tempo de entrega e a quantidade do material pedido e um outro que consiste em uma avaliação mensal feita com as áreas gestoras, Sustentabilidade e acompanhantes do serviço prestado no mês anterior para reportar a performance dos fornecedores de serviço.

Já os critérios de elegibilidade incluem ser fornecedor Ocyan, estar homologado no Sistema de Gestão de Fornecedores e ter fornecido material e/ou prestado serviço no mínimo quatro vezes durante o ano vigente. Em alinhamento com as áreas de Conformidade e de Sustentabilidade, para ser elegível, o fornecedor deve ter feito o treinamento de E-Learning de Conformidade e não ter tido acidente no ano da mensuração dos indicadores do Prêmio, de acordo com os indicadores de Sustentabilidade da Ocyan.

“Como temos centenas de fornecedores, faremos uma lista única daqueles que são elegíveis e concorrentes”, explica Façanha. Todos os critérios de elegibilidade e de classificação estão no regulamento disponível no site da Ocyan (www.ocyan-sa.com).

“Queremos motivar os fornecedores a ampliarem cada vez mais suas qualificações para o mercado de óleo e gás, e tornar isso uma constante. Inclusive, a partir de 2023, englobaremos nos critérios de avaliação aspectos ligados a agenda ESG”, finaliza o executivo.

Grandes números

Desde 2018, a área de Gestão de Fornecedores da Ocyan realizou 2.785 avalições de 477 empresas em geral. Já homologou 1.150 fornecedores, fez 268 auditorias em seus respectivos fornecedores e possui aproximadamente 58.450 documentos trabalhistas avaliados.

Comunicado: Suspensão Temporária da Chamada Pública 03 do Gasbol

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) comunicou que, no último dia 23/02, suspendeu temporariamente o processo da Chamada Pública para Contratação de Capacidade de Transporte ANP nº 03/2021 da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG.

A decisão de suspensão temporária do processo foi motivada pelo pedido de anulação do certame apresentado à ANP pela Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul – Sulgás em 21/02/2022.

Sendo assim, a ANP resolveu conhecer do pedido de impugnação impetrado pela empresa e suspender temporariamente o processo da Chamada Pública para Contratação de Capacidade de Transporte ANP nº 03/2021 da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG, bem como abrir prazo de 5 dias úteis para manifestação de todos os participantes do certame, contados a partir da data de publicação de Despacho no Diário Oficial da União (DOU).

Oportunamente, a ANP se manifestará sobre as etapas seguintes do certame.

+ Veja aqui mais informações sobre a Chamada Pública CP 03