Autor: redacao

A Diretoria da ANP aprovou a alteração da data da Audiência Pública nº 25/2021, que trata da proposta de resolução que cria o Plano de Trabalho Exploratório (PTE), para 08/03 às 14h. De modo a garantir a mais ampla participação social, a ANP decidiu reabrir o período para as inscrições na audiência pública, para ouvintes e expositores, até 07/03. 

O PTE é o instrumento pelo qual serão especificadas as atividades, juntamente com seus respectivos cronogramas e orçamentos, para cada bloco sob contrato, bem como para o período em que forem executadas as obrigações remanescentes, atividades vinculadas ao descomissionamento de instalações após o término do contrato de exploração e produção (E&P) na fase de exploração. 

A proposta visa unificar o Plano Anual de Trabalho e Orçamento (PAT/OAT) e o Plano de Exploração – obrigatório para contratos de partilha da produção –em um único instrumento, o PTE. O objetivo é simplificar procedimentos, diminuir a duplicidade de informações e possibilitar o recebimento de dados mais estruturados pela ANP. 

Dentre os benefícios do estabelecimento do PTE, destacam-se a redução do custo administrativo para os contratados e para a ANP, resultado da simplificação e padronização das normas, e o aperfeiçoamento da gestão dos contratos de E&P na fase de exploração, tendo em vista a melhoria da eficiência da fiscalização dos contratos.

Foi publicada na última semana a Resolução do Banco Central do Brasil (BCB) nº 183, de 9 de fevereiro de 2022, que regulamenta a abertura e a movimentação de contas em moeda estrangeira no País para depósitos de fundos de provisionamento em garantia a despesas com o descomissionamento de instalações de produção em campos de petróleo e gás natural.

O ato normativo foi o segundo e último necessário para que a conta em moeda estrangeira possa ser uma realidade, no âmbito das garantias de descomissionamento. Em 31/1, já havia sido publicada a Resolução do Conselho Monetário Nacional (CMN) n° 4.980, que dispõe sobre o mesmo assunto, mas estava pendente de regulamentação pelo BCB. Ela resultou de proposta encaminhada pela ANP, atendendo aos anseios da indústria de E&P. Ambas as resoluções, do CMN e do BCB, entrarão em vigor em março e são importantes marcos regulatórios alcançados na regulamentação das garantias financeiras de descomissionamento.

O descomissionamento é o conjunto de atividades associadas à interrupção definitiva da operação das instalações, ao abandono permanente e arrasamento de poços, à remoção de instalações, à destinação adequada de materiais, resíduos e rejeitos, à recuperação ambiental da área e à preservação das condições de segurança de navegação local.

Esta atividade é uma obrigação contratual, e é realizada ao final da vida produtiva do campo, quando a produção já não é suficiente para sustentar os custos de operação.

Os procedimentos para apresentação de garantias e instrumentos que assegurem o descomissionamento de instalações previstos nos contratos de exploração e produção de petróleo de gás natural, firmados entre a ANP e as empresas, são regulamentados pela Resolução ANP n° 854/2021. O regulamento dá previsibilidade quanto ao momento de apresentação da garantia e segurança jurídica quanto aos critérios exigidos para sua aceitação pela ANP.

A Diretoria da ANP aprovou 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 pré-edital e as minutas de contrato serão enviados para aprovação pelo Ministério de Minas e Energia.

Os blocos Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção, na Bacia de Santos. Os demais não foram arrematados em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas 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).

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.

Avanço do processo de abertura e dados do mercado nacional de gás foram apresentados por executivo da Petrobras durante 2º Brazil Gas Summit

A demanda por gás natural cresceu 6% a cada ano nos últimos 21 anos, com o aumento do consumo por parte dos grandes clientes, principalmente a indústria e as termelétricas. Mesmo com o forte crescimento da oferta de produção nacional, foi necessário elevar as importações para atender ao aumento da demanda, informou o gerente executivo de Gás e Energia da Petrobras, Álvaro Tupiassú, durante apresentação no 2º Brazil Gas Summit. Segundo ele, as importações passaram de 22% da oferta nacional em 2000 para 47% em 2021, somando importações de gás natural e de gás natural liquefeito (GNL). “Para atender à alta demanda é essencial termos fontes flexíveis de suprimento, como importações de GNL, importações da Bolívia, na sua parte flexível, e fontes de gás não associado”, explicou. De acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a expectativa é que o Brasil continue sendo um importador estrutural de gás no longo prazo. Hoje, já é possível observar o aumento dos investimentos previstos e divulgados por diversos agentes para ampliar o suprimento doméstico com os novos terminais de GNL, cujas capacidades anunciadas somam cerca de 100 milhões de m3 por dia de gás adicional para o mercado brasileiro.

A Petrobras não é a única supridora de gás natural do país e, com a abertura do mercado, a companhia espera aumento na diversificação de fornecedores. Atualmente, nove empresas, além da Petrobras possuem contratos de venda de gás para distribuidoras e consumidores livres do país. “A Nova Lei do Gás é importante porque estimula o mercado aberto e competitivo, com novos contratos e novos agentes. A Petrobras segue engajada com o estabelecimento de um ambiente estruturado e competitivo. A crise internacional do gás coloca desafios, mas mostra resiliência da abertura do mercado”, destacou Alvaro, durante a apresentação.

Desde o acordo firmado com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), em 2019, a Petrobras segue cumprindo os compromissos assumidos no Termo de Cessação de Conduta (TCC). Entre as diversas medidas adotadas pela companhia estão a venda de ativos de transporte de gás (TAG e NTS), o compartilhamento de infraestrutura de escoamento e processamento de gás natural com outras empresas produtoras e a declaração de injeções e retiradas de gás nos gasodutos de transporte, de forma que as capacidades possam ser usadas por outros comercializadores. Mais informações sobre o atendimento do TCC e demais ações da Petrobras para abertura do mercado encontram-se no site: https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de-atuacao/gas-natural/.

Brazil Gas Summit

A Petrobras participou, entre os dias 15 e 17 de fevereiro, do Brazil Gas Summit, evento que discutiu o mercado de gás natural e energia do país. O diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras, Rodrigo Costa, participou do evento na última quarta-feira (16/2). Na ocasião, ele abordou os destaques do Plano Estratégico 2022-26 da Petrobras, o Novo Mercado de Gás no Brasil e a contribuição que a companhia tem dado para o desenvolvimento de um mercado cada vez mais aberto, competitivo e sustentável no país. No mesmo dia, às 11h, o gerente executivo de Estratégia da companhia, Eduardo Bordieri, participou do painel sobre oportunidades do gás no pré-sal brasileiro. Ontem (17/2), Viviana Coelho, gerente executiva de Mudança Climática da Petrobras, esteve presente na sessão que discutiu a descarbonização no setor de energia no país.

A programação completa do Brazil Gas Summit está disponível no site  https://www.cwcbrazilgas.com/pt-br/.

A Diretoria da ANP aprovou a resolução que permitirá à Agência receber, diariamente, informações sobre estoques de combustíveis no país. O novo regulamento trará as regras, obrigações e prazos para os envios diários dos dados de estoques à ANP.

A iniciativa tem por objetivo permitir que a Agência monitore, de forma mais dinâmica, o abastecimento de combustíveis, por meio do acompanhamento diário dos estoques e de informações relacionadas à oferta, demanda e fluxos logísticos, utilizando ferramenta de business intelligence como solução tecnológica de análise de dados. Dessa forma, a ANP poderá identificar determinadas situações de risco de desabastecimento com a devida antecedência, possibilitando que sejam adotadas medidas voltadas para a garantia do suprimento de combustíveis à população.

Os agentes regulados responsáveis pelo envio dos dados diários serão os relacionados às atividades de produção, armazenamento e distribuição de combustíveis, que enviarão informações sobre os estoques de gasolina A, gasolina C (com adição de etanol anidro, vendida nos postos), GLP (gás de cozinha), óleo diesel A, óleo diesel B (com adição de biodiesel, vendido nos postos), óleo diesel marítimo, etanol hidratado (vendido nos postos), etanol anidro, biodiesel, óleo combustível, querosene de aviação (QAV) e gasolina de aviação (GAV).

A proposta da ANP tem como base a Lei nº 9.478/97 (Lei do Petróleo) que estabelece, como uma das atribuições da Agência, a garantia do suprimento de petróleo, gás natural e seus derivados, e de biocombustíveis, em todo o território nacional. A Resolução CNPE nº 12/2020 atribui à Agência a função de estruturar ferramentas que contemplem dados e informações, em tempo real ou outra periodicidade aplicável, das atividades econômicas relacionadas ao abastecimento nacional de combustíveis.

A medida atende ao cenário atual, em que a Petrobras, principal fornecedora de combustíveis do país, apresenta uma política de desinvestimentos, tornando ainda mais relevante que a Agência aperfeiçoe o monitoramento do abastecimento. Atualmente, a ANP recebe os dados relativos ao abastecimento de combustíveis com periodicidade mensal e defasagem de até 15 dias em relação ao fechamento do mês de referência.

A minuta de resolução passou por consulta pública de 45 dias e por audiência pública, em 28/12/2021. O tema foi debatido também no Workshop Estoques e Monitoramento do Abastecimento de Combustíveis, realizado de forma virtual, em 27/7, e a versão final do relatório de Análise do Impacto Regulatório (AIR) foi publicada pela ANP em 27/8.

Rodrigo Costa Lima e Silva fez discurso de abertura do Brazil Gas Summit

O mercado de gás e energia do Brasil será mais dinâmico, vibrante, com uma multiplicidade de agentes e maior competitividade nas próximas décadas, e a Petrobras estará preparada para oferecer cada dia mais produtos e serviços que atenderão as expectativas de seus clientes. Essa é a previsão do diretor de Refino e Gás Natural da companhia, Rodrigo Costa Lima e Silva, compartilhada com o público do Brazil Gas Summit na quarta-feira (16/2).

“Estamos avançando em modelos comerciais adequados à evolução sustentável do processo de abertura de mercado e capturando oportunidades no mercado termelétrico. Passamos a atuar junto aos clientes com novas modalidades de comercialização, diferentes prazos contratuais, novos indexadores para reajustes e possibilidade de contratos com maior flexibilidade”, explicou Rodrigo.

No discurso, o diretor apresentou os destaques do Plano Estratégico 2022-26 da Petrobras e detalhou as ações que a companhia já realizou para o desenvolvimento de um mercado mais aberto de gás no Brasil, como o desinvestimento das transportadoras TAG e NTS, a assinatura do contrato de venda da participação na Gaspetro e os avanços para que terceiros tenham acesso às infraestruturas de escoamento e processamento da Petrobras. “Desde o primeiro dia do ano, temos novos comercializadores de gás natural no mercado interno, a partir do acesso à capacidade de processamento em nossas unidades”, lembrou o diretor.

Pré-sal e o mercado de gás

Também nesta quarta-feira, o gerente executivo de Estratégia da Petrobras, Eduardo Bordieri, participou do painel do Brazil Gas Summit que discutiu sobre as oportunidades do gás no pré-sal brasileiro. Ele explicou que atualmente o volume de gás exportado dos campos do pré-sal para a costa do país é de 30 milhões de m³ por dia, quantidade que passará a ser de até 44 milhões de m³/dia com a implantação do Projeto Integrado Rota 3, previsto para entrar em operação ainda neste ano.

Em uma visão de futuro, Bordieri ressaltou que a Petrobras prevê mais 12 plataformas para os campos do pré-sal nos próximos cinco anos, enquanto 58% dos investimentos da companhia em Exploração no período serão nas bacias do Sudeste, como Santos e Campos. Com início de produção além do horizonte do Plano Estratégico 2022-26, um dos projetos de gás é o bloco BM-C-33, na Bacia de Campos, em um consórcio operado pela Equinor (35%) e que tem participação de 30% da Petrobras e 35% da Repsol Sinopec Brasil.

“O consórcio aprovou no último ano um conceito de desenvolvimento desse projeto em que uma plataforma do tipo FPSO terá capacidade para processar o gás e especificá-lo para a venda. O gás natural será exportado por meio de um gasoduto submarino para a malha de transporte do produto localizada no Terminal de Cabiúnas, em Macaé (RJ)”, detalhou o gerente executivo de estratégia da Petrobras. De acordo com o projeto, a capacidade de exportação de gás será de 16 milhões de m³ por dia.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 09/04/21, informa que concluiu, hoje, em conjunto com sua controlada Petrobras Gás S.A. (Gaspetro), a transação para finalizar o litígio judicial pendente com a Termogás S.A. (Termogás). Como resultado dessa operação, a Termogás adquiriu as ações da Companhia Maranhense de Gás (Gasmar) detidas pela Gaspetro, que corresponde a 23,5% do capital social total.

Após o cumprimento de todas as condições precedentes, a operação foi concluída com o pagamento de R$ 56,9 milhões para a Gaspetro, já com os ajustes previstos no contrato.

A transação faz parte da estratégia de otimização do portfólio da Gaspetro e está alinhada com o Termo de Compromisso de Cessação (TCC) para o mercado de gás natural assinado com o CADE, em julho de 2019, para promoção de concorrência deste setor no Brasil.

A Petrobras está conduzindo o processo de desinvestimento de sua participação na Gaspetro, conforme comunicados ao mercado em 27/02/2020, 15/05/2020, 10/07/2020, 30/12/2020, e 28/07/2021, e esta operação não altera as condições pactuadas entre a Petrobras e a Compass Gás e Energia para a venda das ações da Gaspetro.

Sobre a Gasmar

A Gasmar é uma sociedade de economia mista, sendo o Governo do Estado do Maranhão, o outro acionista, com 25,5% de participação no seu capital social. A Gasmar detém a concessão, com exclusividade, para prestar os serviços de distribuição e comercialização de gás natural canalizado em todo o território do Estado do Maranhão.

Sobre a Termogás

A Termogás é empresa responsável por diversos empreendimentos nos setores de energia, infraestrutura e gás natural. Um desses empreendimentos é a Gasmar, na qual a Termogás, após a conclusão dessa operação, passa a ser detentora de 74,5 % de seu capital social total.

A Shell Brasil concedeu à Maersk Supply Service um contrato para a tarefa de manutenção de estações durante a remoção do Gas Lift Riser emergencial no FPSO Fluminense.

O escopo inclui a responsabilidade pela manutenção da estação, incluindo embarcações, procedimentos de controle de proa, rebocadores, equipamentos de pesquisa e tripulação de convés para o FPSO gerenciar as operações da torre.

Os rebocadores de manuseio de âncoras (AHTVs) da Maersk Supply Service, Maersk Launcher e Maersk Lancer, estão auxiliando no elemento offshore do contrato, iniciando seu afretamento no Rio de Janeiro.

“Este projeto é uma demonstração do relacionamento próximo e de confiança que foi construído entre a Maersk Supply Service e a Shell Brasil, e esperamos entregar este projeto com eficiência e segurança”, disse Rafael Thome , diretor administrativo para o Brasil da Maersk Supply Service. .

Esta não é a primeira vez que a Maersk Supply Service está auxiliando a Shell no trabalho no FPSO Fluminese. Ou seja, a empresa recebeu um contrato em 2019 para o fornecimento de uma solução integrada de extensão da vida útil das linhas de ancoragem para o FPSO, incluindo gerenciamento de projetos, engenharia e gerenciamento de interface.

Mais recentemente no Brasil, a empresa dinamarquesa ganhou um contrato  para o pré-lay do sistema de ancoragem para o novo FPSO Mero 2. A execução ocorrerá ao longo deste ano.

A  Petrobras iniciou uma fase não vinculante para a venda de sua participação em uma empresa, que detém ativos de E&P no Golfo do México, em uma tentativa de otimizar ainda mais seu portfólio, buscar oportunidades de crescimento e aumentar a alocação de capital, enquanto foca em seus ativos brasileiros em águas profundas e ultraprofundas.

Em outubro de 2021, a Petrobras divulgou sua intenção de vender sua participação em uma empresa que detém participações em campos offshore no Golfo do México dos EUA.

Em sua última atualização desta quarta-feira, a Petrobras confirmou o início da fase não vinculante referente à venda da totalidade da participação de 20% de sua subsidiária Petrobras America Inc. (PAI) na empresa MP Golfo do México (MPGoM), localizada no Texas, que possui campos offshore no Golfo do México.

Além disso, a Petrobras explicou que os potenciais compradores habilitados para esta fase receberão uma carta de processo contendo informações detalhadas sobre a empresa, além de instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para a elaboração e apresentação de propostas não vinculantes.

Conforme relatado anteriormente, a MP Gulf of Mexico é uma joint venture (JV) com participação de 80% da Murphy Exploration & Production Company e 20% da PAI,  criada em outubro de 2018 , com a contribuição de todos os ativos de petróleo e gás natural em produção, localizada no Golfo do México, de ambas as empresas.

Segundo a Petrobras, a MPGoM detém participação como operadora ou não operadora em 14 campos offshore no Golfo do México. A participação da gigante brasileira na produção dos campos em 2021 foi de 11,4 bpd de óleo equivalente.

A Petrobras afirmou ainda que o desinvestimento de sua participação nesses ativos está alinhado à estratégia de gestão de portfólio da empresa e à melhor alocação do capital da empresa, visando maximizar valor e maior retorno para a sociedade.

Vale ressaltar que a Petrobras iniciou mais dois processos de desinvestimento em outubro de 2021. Poucos dias após anunciar seus planos de venda de sua participação nos ativos do Golfo do México, a empresa  iniciou o processo de venda  de toda a sua participação no campo de Catuá, localizada na Bacia de Campos offshore no Brasil. No final de outubro de 2021, a empresa também anunciou o início de uma fase de licitação para a venda dos campos de Uruguá e Tambaú, localizados na Bacia de Santos.

No que diz respeito às atividades recentes da Petrobras, a empresa recebeu no início deste mês o FPSO Guanabara , que chegou ao campo de Mero, localizado no Bloco Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, no litoral brasileiro.

A ANP publicou, os setores que serão ofertados no 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), cuja sessão pública está prevista para 13 de abril. A decisão foi tomada em (15/2) em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL). Veja abaixo os setores:

Blocos Exploratórios
Bacia	Setor
Espírito Santo	SES-T4
	SES-T6
Pelotas	SP-AP4
Potiguar	SPOT-T2
	SPOT-T3
	SPOT-T4
	SPOT-T5
Recôncavo	SREC-T1
	SREC-T2
	SREC-T3
Santos	SS-AP4
Sergipe-Alagoas	SSEAL-T2
	SSEAL-T3
Tucano	STUC-S

Conforme estabelecem as regras da Oferta Permanente, os setores definidos para um ciclo são aqueles que receberam declarações de interesse de empresas previamente inscritas, acompanhadas de garantia de oferta e aprovadas pela CEL.

Conforme o cronograma, todas as licitantes inscritas tiveram até 3/2/2022 para apresentar declarações de interesse acompanhadas de garantia de oferta para quaisquer setores constantes do Anexo I do edital do 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão. Os setores que comporão o Ciclo são aqueles cujas declarações de interesse foram aprovadas ontem pela CEL.

Agora, até o dia 14/3, as empresas podem apresentar novas declarações de interesse, acompanhadas de garantia de oferta, para os setores já definidos para o 3º Ciclo da OPC.

 Veja a publicação com os setores no Diário Oficial da União

 Veja a página com os setores no site das rodadas da ANP

 Veja a ata da reunião da CEL

Veja mais informações sobre o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC)

O que é a Oferta Permanente 

A Oferta Permanente é um formato de licitação para outorga de contratos de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais para exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural. Nesse formato, há a oferta contínua de campos devolvidos ou em processo de devolução, de blocos ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à Agência, além de novos blocos exploratórios em bacias terrestres em estudo na ANP.

Há atualmente duas modalidades de Oferta Permanente: a Oferta Permanente de Concessão (OPC), já em seu 3º Ciclo; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), atualmente em fase de elaboração dos seus instrumentos licitatórios.

Com a modalidade de licitação trazida pelos ciclos de Oferta Permanente, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações “tradicional” para ter oportunidade de arrematar um bloco ou área com acumulação marginal, que passam a estar permanentemente em oferta. Além disso, as companhias contam com o tempo que julgarem necessário para estudar os dados técnicos dessas áreas antes de fazer uma oferta, sem o prazo limitado do edital de uma rodada.

Uma vez tendo sua inscrição aprovada no processo, a empresa pode declarar interesse em qualquer setor ofertado no Edital. Essa declaração de interesse deve ser enviada à ANP, acompanhada de garantia de oferta, e deve identificar todos os setores em que a empresa tenha objetivo de apresentar ofertas na sessão pública a ser realizada.

Saiba mais sobre a Oferta Permanente