Autor: redacao

O Ministério da Economia quer acelerar a publicação de uma medida provisória para tentar ampliar a concorrência no setor de logística e distribuição de combustíveis. O objetivo seria “desverticalizar” o mercado de combustíveis, na intenção de reduzir preços e permitir que concorrentes da Petrobras tenham acesso à infraestrutura da Transpetro. A construção do texto corre em paralelo à Proposta de Emenda à Constituição (PEC) do governo que propõe zerar tributos sobre combustíveis – o que poderia reduzir a arrecadação federal em cerca de R$ 50 bilhões.

A ideia partiu da Secretaria de Advocacia da Concorrência e Competitividade (SEAE), e foi negociada com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAQ), Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), entre outros órgãos. A proposta, porém, ainda não avançou porque encontra resistências em alguns desses órgãos consultados.

Há uma avaliação no departamento que lida com a concorrência no Ministério da Economia de que a atual estrutura de logística e distribuição de combustíveis da Transpetro seria ociosa e a empresa poderia permitir acesso de sua infraestrutura aos concorrentes da Petrobras. No Ministério da Economia, técnicos afirmam que, no âmbito da abertura de mercado e dos desinvestimentos que têm sido realizados pela estatal nos últimos anos, foi identificada uma brecha para fazer o transporte por outros canais.

PEC
Relator de projeto encabeçado pelo Senado para reduzir o preço dos combustíveis, o senador Jean Paul Prates (PT-RN) criticou a proposta negociada pelo presidente Jair Bolsonaro para zerar os tributos federais cobrados no preço da gasolina.

Segundo ele, a proposta de zerar a cobrança de PIS e Cofins não teria efeitos para reduzir os preços ao consumidor e serviria como munição política para pressionar os governadores a mexerem no ICMS, principal fonte de arrecadação dos Estados, em ano eleitoral. “É totalmente sem efeito, é retórica pura, é puro factoide.”

Ferramenta permite navegação imersiva, integração de funcionalidades e pode ser estendida a outros ativos

Especialistas do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), e da PUC-Rio, desenvolveram uma ferramenta que permite ao usuário visualizar e “transitar” por toda a extensão das plataformas da Petrobras, fazer inspeções remotas e planejar intervenções preventivas, mesmo nas unidades mais distantes, como as localizadas no pré-sal, a cerca de 300 km da costa. A ferramenta, que otimiza o planejamento de manutenções, está disponível em 14 plataformas das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, e deve ser estendida a todas as plataformas em atividade até o fim de 2022. Há estudos em andamento também para a implementação em refinarias.

“Essa ferramenta, desenvolvida no âmbito do Programa estratégico EF100 – que prevê tornar os sistemas de produção ainda mais eficientes – permite a redução do tempo de planejamento das atividades de manutenção, que são muito importantes no calendário da operação. Obtivemos também um aumento de eficiência na execução das paradas de produção, assim como uma redução do tempo de manutenção”, relata o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges.

Para mapear cada unidade offshore são necessárias de 3,5 mil a 5 mil fotos, que são aplicadas sobre a planta de engenharia, permitindo a navegação imersiva, semelhante à tecnologia do Google Street View, por meio do qual se pode visualizar qualquer lugar do mundo, seja uma rua ou um museu, desde que a área tenha sido previamente fotografada por câmeras 360º. Em breve serão incorporadas novas funcionalidades à ferramenta, como busca e análise de imagens, por meio de inteligência artificial; busca inteligente de informações de manutenção em bases de dados da empresa; e ainda captura de realidade (nuvens de pontos) e gamificação para treinamento de SMS, através da integração com outros componentes da solução de digital twins de integridade de ativos.

“O objetivo vai além do desenvolvimento de uma ferramenta de navegação imersiva e passa pela aplicação de novas soluções para integrar a ferramenta aos nossos processos de trabalho e bases de dados da companhia, além de incluir outros métodos de imageamento dos ativos e tecnologias de inteligência artificial (IA), como deep learning, para análise de imagens e busca de informações. Grupos de Algoritmos de IA poderão nos dizer, por exemplo, onde há pontos de alta taxa de corrosão que requerem reparo e, no futuro, usaremos robôs para captura de imagens, acelerando a frequência dos registros com monitoramento em tempo real, conectado com a priorização e planejamento dos reparos”, explica o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Juliano de Carvalho Dantas.

A tecnologia também será usada nas 15 novas plataformas que a Petrobras instalará no Brasil, até 2026, a maior carteira de novos projetos de FPSOs de toda a indústria offshore.

Confira no vídeo a tecnologia a bordo de plataforma do campo de Búzios

A Fugro garantiu um contrato de levantamento e posicionamento submarino com a Maersk Supply Service para apoiar a instalação de um sistema de ancoragem para a embarcação flutuante de armazenamento e descarga de produção (FPSO) Sepetiba no projeto Mero 2.

Para o projeto, a Fugro usará sua câmera de realidade aumentada QuickVision para ajudar a orientar a instalação de 24 estacas de torpedo submarinos e linhas de ancoragem, bem como para apoiar o posicionamento em tempo real para atividades adicionais de instalação e construção submarina.

As operações estão programadas para começar no primeiro trimestre de 2022 e durar aproximadamente quatro meses.

A empresa holandesa também usou a tecnologia QuickVision no projeto de águas profundas Mero 1 no ano passado .

“Estamos muito satisfeitos por trabalhar com a Maersk Supply Service em seu projeto Mero 2 para a Petrobras após a implantação bem-sucedida de nossa tecnologia QuickVision no projeto Mero 1”, disse John Chatten , gerente de desenvolvimento de negócios das operações marítimas da Fugro no Brasil.

“É objetivo da Fugro ser o parceiro de escolha para serviços submarinos, entregando soluções inovadoras para projetos complexos de instalação e construção que contribuam para o desenvolvimento responsável dos ativos energéticos do Brasil.”

Para lembrar, a Maersk Supply Service ganhou um contrato para o pré-lançamento do sistema de ancoragem para o novo FPSO Mero 2 em junho de 2021.

O escopo do trabalho inclui a pré-colocação de 24 torpedos de 23 metros de comprimento, cada um pesando 120 toneladas, em 2.000 metros de lâmina d’água.

Mero 1 e Mero 2 fazem parte do campo de Mero, localizado a aproximadamente 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, sob responsabilidade do Consórcio Libra.

A Petrobras é a operadora com 40% de participação. Outros sócios são Shell Brasil e TotalEnergies, cada um com 20% de participação, e CNODC e CNOOC Limited, respectivamente com 10%, juntamente com a estatal Pré-sal Petróleo SA (PPSA) como gestora do contrato de partilha de produção.

A produção do primeiro sistema Mero definitivo (Mero 1) está prevista para começar este ano, através do FPSO Guanabara, seguido do Mero 2, através do FPSO Sepetiba, em 2023. O Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias) seguirá em 2024 e o Mero 4 (FPSO Alexandre de Gusmão) em 2025.

A Enauta celebrou um contrato para a compra do FPSO OSX-2 para o Sistema Definitivo (DS) do campo de Atlanta.

A conclusão da aquisição por meio de subsidiária indireta, que está condicionada ao cumprimento das condições contratuais pactuadas, deve ocorrer no primeiro trimestre de 2022, informou a empresa.

O CEO da Enauta, Décio Oddone , disse: “A aquisição do FPSO é mais um passo importante para a implantação do Sistema Definitivo do campo de Atlanta. Os termos negociados permitem que o projeto tenha um baixo ponto de equilíbrio e retornos atrativos. Se conseguirmos sancionar o projeto, a produção de Atlanta chegará a cerca de 50 mil barris de petróleo por dia a partir de 2024, criando valor substancial para nossos acionistas.”

Para lembrar, a Enauta em dezembro de 2021 assinou uma Carta de Intenções (LoI) com Yinson relacionada à engenharia detalhada e compromissos de longo prazo do FPSO OSX-2. A LoI seguiu um Memorando de Entendimento de agosto de 2021, dando à Enauta uma opção de compra exclusiva.

A LoI considerou a adaptação da unidade FPSO pela Yinson por meio de contrato EPCI, com garantia e Operação e Manutenção (O&M) por 24 meses. O custo de aquisição e adaptação do FPSO será de cerca de US$ 500 milhões. Além da unidade, o capex relacionado à perfuração de poços e equipamentos submarinos é estimado em US$ 500-700 milhões.

Localizado na Bacia de Santos, o campo de Atlanta é operado pela Enauta Energia SA, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação neste ativo. O campo está produzindo desde 2018 por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços conectados ao FPSO Petrojarl I. Na semana passada, a Enauta assinou acordos com a Altera para extensão do afretamento, operação e manutenção do FPSO Petrojarl I. Os acordos terão uma duração adicional de até dois anos.

No início de janeiro, a produção do campo foi interrompida para concluir o reparo de uma linha de produção no FPSO Petrojarl I. Os reparos foram concluídos na semana passada. No entanto, a ocorrência de um surto de Covid-19 na unidade levou ao bloqueio da unidade, dificultando o reinício da produção.

Em atualização separada, a Enauta confirmou que retomou a produção no campo de Atlanta após a paralisação preventiva para inspeção e reparo de uma linha de produção do FPSO Petrojarl I. O início do segundo poço aguarda identificação e reparo de falha no sistema elétrico. O campo está produzindo cerca de 4.000 barris de petróleo por dia.

A Transpetro começou a operar como arrendatários os ativos logísticos que atendem à Refinaria de Mataripe (antiga Refinaria Landulpho Alves – RLAM), em 1º de dezembro. Fechado após dois anos de negociação com a Acelen, empresa do grupo árabe Mubadala Capital, o arrendamento garante a posse dos ativos, no mesmo modelo adotado com a Petrobras. Mas essa foi a primeira vez que fecharam uma negociação dessa magnitude com um player do mercado.

“É uma conquista importante para a companhia, fruto de um complexo trabalho de desenvolvimento, negociação e contratação com o primeiro novo proprietário de uma refinaria do Programa de Desinvestimentos da Petrobras. Isso comprova nossa expertise, aponta para a excelência dos nossos serviços”, afirma o gerente executivo de Comercialização e Novos Negócios da Transpetro, Glaucio Vaz.

A infraestrutura, localizada na Bahia, é composta por quatro sistemas de dutos (Orsub, Orcan, Orpene e Ormadre), três terminais terrestres de armazenamento (Jequié, Candeias e Itabuna) e o Terminal Aquaviário de Madre de Deus (Temadre), principal ponto de escoamento da produção da refinaria, cujos derivados abastecem as regiões Norte e Nordeste do país.

Histórico

A Refinaria de Mataripe e seus ativos logísticos foram o primeiro cluster (refinaria e ativos logísticos) do Programa de Desinvestimentos da Petrobras a ter sua venda concluída. O processo iniciado em junho de 2019 está em consonância com a Resolução nº 9/2019 do Conselho Nacional de Política Energética, que estabeleceu diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no país, e integra o compromisso firmado pela companhia com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para a abertura do setor de refino no Brasil.

Em linha com a política de transparência nas ações com parceiros, a Transpetro informou antecipadamente que, a partir do mês de fevereiro de 2022, os serviços relacionados ao transporte e armazenagem de petróleo, derivados e etanol prestados em seus terminais aquaviários passarão por reajuste de preço.

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE E MOVIMENTAÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE MOVIMENTAÇÃO EM TERMINAIS AQUAVIÁRIOS

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE DUTOVIÁRIO – DUTOS CURTOS

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE DUTOVIÁRIO – DUTOS LONGOS

A Prumo Logística, companhia controlada pelo EIG Global Energy Partners e que é dona do Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), fechou um acordo para comprar a fatia de 20% da alemã Oiltanking na Açu Petróleo. Com a aquisição, a Prumo passa a deter 100% da empresa especializada em operações de transbordo de óleo. Em paralelo, a Açu Petróleo concluiu uma captação de US$ 600 milhões junto a investidores estrangeiros, numa emissão que permitirá à companhia financiar parte de seu plano de crescimento.

A Açu Petróleo tentou abrir o capital na bolsa entre 2020 e 2021, mas não encontrou as condições favoráveis para avançar com a operação. O presidente da Prumo, Tadeu Fraga, afirma, no entanto, que a empresa segue atenta às oportunidades e que uma oferta pública inicial de ações (“IPO”, na sigla em inglês) continua nos planos da companhia de transbordo.

“O mercado ainda não cristalizou a percepção que nós temos, a convicção que nós temos [na Açu Petróleo]. Além de outros fatores, como a deterioração do mercado por agentes externos. Não vamos fazer a abertura de capital por valor inferior àquele que julgamos que a companhia vale. Entendemos que empresa vai ser objeto de abertura de capital em algum momento na sua história à frente, não muda a estratégia”, disse Fraga.

A tese de investimento da Açu Petróleo se baseia nas perspectivas de crescimento das exportações de petróleo. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que cerca de dois terços da produção nacional será exportada em 2031. A estatal prevê que os volumes de exportação praticamente dobrarão em dez anos, para 3,41 milhões de barris/dia. Esse volume poderá alçar o Brasil como um dos cinco maiores exportadores do mundo.

A Açu Petróleo presta serviços de transbordo de petróleo para empresas como a Petrobras, Equinor, Shell, TotalEnergies e Galp e movimenta cerca de 350 mil barris/dia de óleo – em torno de 30% das exportações brasileiras.

A Prumo decidiu dobrar a aposta na companhia e procurou a sua então sócia Oiltanking para fazer uma proposta para ficar com 100% do ativo. Fraga diz que a operação foi uma “oportunidade que apareceu” e que a Prumo optou pela aquisição para ter “mais agilidade, flexibilidade e liberdade nas tomadas de decisão” vinculadas ao plano de crescimento da Açu Petróleo – que tem planos de investir entre R$ 2 bilhões e R$ 2,5 bilhões num parque de tancagem no Açu, com capacidade para 5,7 milhões de barris, associado a dois oleodutos.

Questionado se a operação não contradiz a estratégia da Prumo de atuar em parcerias e investir apenas no início do desenvolvimento dos negócios, Fraga respondeu que a operação está alinhada ao plano da companhia de atuar como investidora em negócios-chave para o desenvolvimento do Porto.

“Naquilo que for fundamental nossa participação para garantir o crescimento adicional, estaremos sempre dispostos a aportar capital, ainda mais em ativos com grandes perspectivas de crescimento futuro, como é o caso da Açu Petróleo”, afirmou.

O Valor tentou entrar em contato, sem sucesso, com a Oiltanking. A empresa alemã anunciou em 2021 uma reestruturação interna, visando a acelerar o plano de transição energética. A multinacional permanecerá como fornecedora de serviços de operação e manutenção de longo prazo do terminal de transbordo do Açu.

A aquisição da fatia de 20% da alemã na Açu Petróleo, cujo valor não foi revelado, foi bancada com recursos próprios da Prumo. A engenharia financeira da operação, contudo, passou também por uma emissão de bonds por parte da empresa de transbordo.

A Açu Petróleo captou títulos de dívida no exterior, no valor de US$ 600 milhões, com taxa de juros de 7.50% ao ano e prazo de pagamento até 2035. O dinheiro será utilizado para quitar uma linha de financiamento existente, para uma distribuição entre os acionistas (no caso, a própria Prumo) e para apoiar a expansão dos negócios.

O presidente da companhia, Victor Bomfim, diz que a captação e a reestruturação societária da companhia preparam o terreno para que a empresa comece a pensar em “voos maiores”. Ele evita dar prazos para início das obras no projeto de tancagem. Segundo Bomfim, a empresa ainda trabalha em questões tributárias e regulatórias e em negociações com potenciais clientes. A ideia é avançar “o mais cedo possível”.

“Enfrentamos o problema do primeiro movimento. Não existe hoje no Brasil nenhum operador de terminal privado de petróleo, nem de dutos. É uma novidade para o regulador, para Transpetro, para mercado como um todo”, disse.

Foi publicado no Diário Oficial da União, o aviso de início da consulta pública de 60 dias, seguida de audiência pública, sobre a revisão do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM). O período de consulta começa a partir da data de publicação, excluindo-se da contagem o dia do começo e incluindo-se o do vencimento. A audiência pública será virtual, em 5/4, das 14 às 18h.

O Regulamento Técnico de Medição, elaborado pela ANP em conjunto com o Inmetro (anexo à Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1, de 2013), traz requisitos aplicáveis aos sistemas de medição de instalações de produção e transporte de petróleo e gás natural. Esses sistemas de medição têm impacto direto na arrecadação de participações governamentais (como royalties), na gestão de reservatórios, no controle operacional de equipamentos e nos contratos de transporte de gás natural.

O objetivo da revisão é aprimorar o equilíbrio do custo regulatório, imposto às empresas pelos requisitos de medição, reduzindo ou eliminando determinações, sem que isso gere um risco metrológico.

Nesse sentido, a principal alteração proposta é a criação de categorias de vazão de acordo com as características de produção do campo e com a realidade na qual as empresas estão inseridas. Assim, sistemas de medição de baixa vazão (como campos marginais) passarão a contar com requisitos mais flexíveis, reduzindo os custos regulatórios de campos de baixa produção e aumentando a atratividade de investimentos neste setor. Já sistemas de medição de alta vazão (como campos do pré-sal) passarão a contar com requisitos adicionais, garantindo uma maior qualidade de medição sobre os grandes volumes e diminuindo a ocorrência de falhas ou indisponibilidade destes sistemas.

A nova proposta foi construída a partir de uma análise de impacto regulatório, que identificou que o Regulamento Técnico de Medição, vigente atualmente, não faz significativa diferenciação entre as exigências requeridas às empresas reguladas, independentemente das características de produção ou da realidade na qual estão inseridas.

A minuta de resolução, traz também, outras propostas de aprimoramentos, frutos da experiência de autorização e fiscalização dos mais de três mil pontos de medição existentes no país. Algumas dessas modificações, são oriundas de pleitos consolidados das empresas envolvidas e, outras são motivadas pela intensa evolução tecnológica e metrológica que acompanha o setor.

Clique aqui e saiba mais sobre a Consulta Pública nº 1/2022.

Durante esta semana, 14 a 20/1, a ANP realizou ações de fiscalização no mercado de combustíveis em todas as regiões do país.

Nas ações, os fiscais verificaram se as normas da Agência – como o atendimento aos padrões de qualidade dos combustíveis, o fornecimento do volume correto pelas bombas, apresentação de equipamentos e documentação adequados, entre outras – estão sendo cumpridas.

Além da fiscalização de rotina, a Agência também atua em parceria com diversos órgãos públicos. Neste período, por exemplo, houve ações conjuntas com o Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) e a Polícia Civil em dois estados (Rio Grande do Sul e São Paulo), entre outros.

Veja abaixo os resultados das principais ações em oito unidades da Federação, nos segmentos de postos e distribuidores de combustíveis e revendas de GLP (gás de cozinha).

Bahia 

Ao todo, 19 agentes econômicos, entre postos de combustíveis e revendas de GLP, foram fiscalizados pela ANP nos municípios de Salvador, Mata de São João e Pojuca. Na capital do estado, dois postos foram autuados: um por exibir a marca comercial de um distribuidor de combustíveis, quando seu cadastro na Agência o autorizava a operar apenas com bandeira branca; outro por não ter instrumentos para análise de combustíveis, procedimento que pode ser solicitado pelos consumidores, nem a medida padrão de 20L certificada pelo Inmetro (equipamento para aferir o volume de combustível dispensado pela bomba).

Em Mata de São João, um posto revendedor também recebeu autuação por não dispor de instrumentos para análise de combustíveis, tampouco a medida padrão de 20L com certificação do Inmetro. Na cidade de Pojuca, os fiscais autuaram um posto por aferição irregular em uma bomba medidora, que foi interditada. Outro posto do município foi autuado porque uma bomba abastecedora de GNV (gás natural veicular) estava com pressão acima do permitido pela Agência. A bomba foi interditada.

Amazonas 

Em Manaus, foram fiscalizados quatro postos de combustíveis e uma revenda de GLP, que foi interditada por não possuir autorização da Agência para operar.

Distrito Federal 

Foram realizadas ações de fiscalização em 24 postos e nove distribuidores de combustíveis em Planaltina, Asa Sul e SIA. Um posto de Planaltina foi autuado por não contar os equipamentos utilizados nas análises dos combustíveis, que podem ser solicitadas pelos consumidores.

Paraná 

Entre os dias 17 e 20/1, os fiscais verificaram o funcionamento de 22 postos de combustíveis nas cidades de Londrina, Mauá da Serra e Ortigueira. Nenhuma irregularidade foi encontrada.

São Paulo 

Os fiscais estiveram nos municípios de Assis, Barra Bonita, Igaraçu do Tietê, Itapuí, Itaquaquecetuba, Pirapozinho, Presidente Prudente e São Paulo, onde inspecionaram, ao todo, 60 postos de combustíveis e uma revenda de GLP. Houve parcerias com os Procons municipais de Barra Bonita e Igaraçu do Tietê, além de uma ação coordenada com a Polícia Civil na cidade de Presidente Prudente.

Em Assis, um posto revendedor foi autuado e teve os bicos de gasolina interditados por comercializar o combustível com teor de etanol anidro fora das especificações da ANP, além de não possuir a medida-padrão de 20L certificada pelo Inmetro nem instrumentos para análise dos combustíveis. A falta de instrumentos de análise também foi motivo da autuação de um posto em Igaraçu do Tietê.

Um posto de combustíveis de Presidente Prudente foi atuado pelos fiscais da ANP por não operar no horário mínimo estabelecido pela legislação.

Rio Grande do Sul 

Os fiscais da ANP estiveram no município de Viamão, onde verificaram o funcionamento de três postos de combustíveis, e participaram de uma força-tarefa na cidade de Osório, em parceria com o Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro), a Polícia Civil de Osório e a Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luis Roessler (FEPAM-RS). Foram inspecionados quatro postos de combustíveis e duas revendas de GLP.

Durante a força-tarefa em Osório, os fiscais autuaram um posto de combustíveis sem aterramento em dois dispensers de GNV, que foram interditados. Uma revenda de GLP também foi autuada e interditada porque não atendia às normas de segurança da Agência, além de não exibir os preços dos produtos comercializados. Houve ainda a autuação de um posto de combustíveis da cidade que tinha um bico abastecedor de etanol hidratado comum com vazamento.

Já em Viamão, um posto foi autuado por não possuir a medida padrão de 20L devidamente aferida pelo Inmetro. Outro posto do município, esse de bandeira branca, recebeu autuação por exibir cores similares àquelas utilizadas por uma marca comercial de distribuidora autorizada pela ANP, podendo induzir o consumidor ao erro.

Minas Gerais 

Em Minas Gerais, a ANP fiscalizou 39 agentes regulados, nos segmentos de postos de combustíveis e revendas de GLP. Os fiscais estiveram nos municípios de Belo Horizonte, Contagem, Nova Lima, Pirapora, Várzea da Palma, Buritizeiro e Lassance.

Foi lavrado um auto de infração no município de Belo Horizonte e um auto de infração no município de Contagem, ambos por irregularidade no painel de preços em postos de combustíveis.  Em Pirapora, um posto revendedor foi autuado e teve um bico medidor interditado por aferição irregular. No município de Várzea da Palma, foi lavrado um auto de infração por irregularidades nos instrumentos de análise dos combustíveis, procedimento que pode ser solicitado pelos consumidores.

Rio de Janeiro 

A ANP fiscalizou seis agentes regulados do segmento de revenda de combustíveis no município de Itaguaí, e não encontrou nenhuma irregularidade. Também foram lavrados documentos de fiscalização internos, relativos à análise de cumprimento de notificações. No total, três empresas foram autuadas por descumprimento de notificação.

Consulte os resultados das ações da ANP em todo o Brasil      

As ações de fiscalização da ANP são planejadas a partir de diversos vetores de inteligência, como denúncias de consumidores, dados do Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) da Agência, informações de outros órgãos e da área de Inteligência da ANP, entre outros. Dessa forma, as ações são focadas nas regiões e agentes econômicos com indícios de irregularidades.

Para acompanhar todas as ações de fiscalização da ANP, acesse o Painel Dinâmico da Fiscalização do Abastecimento. A base de dados é atualizada mensalmente, com prazo de dois meses entre o mês da fiscalização e o mês da publicação, devido ao atendimento de exigências legais e aspectos operacionais.

Os estabelecimentos autuados pela ANP estão sujeitos a multas que podem variar de R$ 5 mil a R$ 5 milhões. As sanções são aplicadas somente após processo administrativo, durante o qual o agente econômico tem direito à ampla defesa e ao contraditório, conforme definido em lei.

Denúncias sobre irregularidades no mercado de combustíveis podem ser enviadas à ANP por meio do Fale Conosco ou do telefone 0800 970 0267 (ligação gratuita).

Companhia destinou R$ 2,3 bilhões em paradas programadas de unidades de suas refinarias com inspeção em mais de 4 mil equipamentos

A Petrobras bateu o recorde de investimentos em paradas preventivas de manutenção no seu parque de refino no ano de 2021, com gastos de R$ 2,3 bilhões. O valor representa um aumento de mais de 50% em relação a 2020 e mais de 20% em comparação ao recorde anterior atingido em 2019.

“Investimos fortemente na cultura de prevenção e buscamos sempre a excelência em segurança. Além das paradas programas de manutenção, realizamos treinamento intensivo dos colaboradores e simulados frequentes nas nossas unidades. Nosso objetivo principal é garantir a segurança e a continuidade operacional, assim como adequar as capacidades de produção das unidades, buscando a utilização mais eficiente e segura dos ativos”, destacou Rodrigo Costa, diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras.

Mesmo com diversas paradas programadas de manutenção, a Petrobras alcançou a média de 83% de fator de utilização total (FUT) de suas refinarias em 2021, o maior índice dos últimos cinco anos, o que mostra os ganhos de eficiência na gestão das unidades.

Os investimentos em prevenção também permitem que as refinarias da Petrobras sejam referência em segurança. Um dos indicadores mais usados no setor de petróleo para medir a segurança de uma unidade industrial é a taxa de acidentados registráveis por milhão de homem-hora (TAR). A média da TAR do parque de refino das empresas do primeiro quartil é de 0,54, segundo o U.S. Bureau of Labor Statistics. Na Petrobras, a TAR do refino em 2021 foi de 0,36, bem abaixo do benchmark mundial.

As paradas programadas são grandes intervenções nas refinarias, nas quais são realizadas a manutenção de diversas unidades industriais, com inspeções e reparos ou substituições de equipamentos, entre outras atividades, tudo de  forma preventiva e planejada. Ao todo, mais de 4 mil equipamentos passaram por inspeção e manutenção nas paradas de todas as refinarias da companhia em 2021. A Petrobras planeja um desafio ainda maior para o ano de 2022, no qual estão previstos gastos da ordem de R$ 2,5 bilhões em paradas de manutenção de unidades em suas refinarias, que envolverão em torno de 4,5 mil equipamentos.

Investimentos futuros

Em seu Plano Estratégico 2022-2026, estão previstos US$ 6,1 bilhões em investimentos no refino nos próximos cinco anos. Serão implantados projetos para posicionar a companhia entre os melhores refinadores do mundo, em termos de eficiência e desempenho operacional, com produtos de maior valor agregado e menor emissão de carbono.

Um dos projetos previstos é ampliar a capacidade de produção, especialmente de derivados de alta qualidade, como o diesel S-10. O Plano Estratégico inclui três grandes projetos de expansão: a conclusão da segunda unidade (trem) da Refinaria Abreu e Lima – Rnest, que vai elevar a capacidade de produção de diesel S-10 em 95 mil barris por dia; a integração entre a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e o GasLub Itaboraí, com capacidade adicional de 93 mil barris por dia de diesel S-10 e querosene de aviação (QAV) e 12 mil barris por dia de lubrificantes de maior qualidade; uma nova unidade de hidrotratamento na Replan.