Autor: redacao

A Diretoria da ANP aprovou a realização de audiência pública, precedida de consulta pública pelo período de 45 dias, 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 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.

Soluções WEG auxiliam na redução das emissões de gases de efeito estufa

A Zest WEG está fornecendo uma extensa linha de motores e variadores de frequência (VSDs) para a segunda fase do projeto Kamoa-Kakula, um dos mais importantes novos empreendimentos de cobre do mundo, localizado no Cinturão de Cobre da África Central, na República Democrática do Congo (RDC).

A primeira fase produziu seu primeiro concentrado de cobre em 25 de maio de 2021 e deverá produzir 200.000 toneladas de concentrado de cobre anualmente. A Fase 2, já em fase avançada de construção, resultará na duplicação da capacidade de produção. Futuras expansões eventualmente verão uma taxa de mineração definida para processar 19 milhões de toneladas por ano.

Para a primeira fase do projeto, a Zest WEG também foi a principal fornecedora dos equipamentos elétricos. Segundo Joe Martins, especialista do setor de mineração da Zest WEG, o escopo de fornecimento da mina para a segunda fase é uma repetição da primeira. A primeira fase foi fornecida em 2020 com VSDs e motores de média tensão WEG para acionamento dos moinhos primários e secundários da mina na planta concentradora.

“Começamos a fabricar esses itens de longo prazo em 2019 e entregamos dois VSDs de média tensão e dois motores de 3,3 kV para o moinho de bolas primário de 7.000 kW da mina e seu moinho secundário de 7.000 kW”, diz Martins. “Nossos motores e VSDs de média tensão também foram selecionados para acionar os dois rolos de moagem de alta pressão (HPGRs) de 1.200 kW na planta.”

Os motores de alta tensão e as soluções de automação da WEG também acionam os ventiladores subterrâneos, fornecendo ar fresco para o funcionamento da mina.

Todos produtos de grande porte são projetados de acordo com as especificações, fabricados e testados nas instalações da WEG no Brasil. Devido às restrições de viagem impostas pelo Covid-19, a inspeção dos testes de fábrica foi realizada virtualmente, com processos especiais sendo desenvolvidos para permitir inspeção completa e comentários online. Os testes dos equipamentos para a fase dois – também realizados em ambiente virtual – foram concluídos no terceiro trimestre de 2021.

Significativamente, Kamoa-Kakula estará entre os menores emissores de gases de efeito estufa do mundo por volume de cobre produzido, e os motores de alto rendimento em conjunto com as soluções de automação da Zest WEG contribuirão para isso.

Os contratos da primeira fase incluíram mais de 700 motores WEG de baixa tensão de eficiência premium IE3, fornecidos a vários fabricantes de equipamentos originais (OEM) locais e internacionais e instalados em toda a planta concentradora. Esses motores acionam equipamentos como britadores, acionamentos de transportadores, células de flotação, espessadores, bombas de polpa, entre outros.

Onde os processos dentro da planta exigiam controle de velocidade variável, os VSDs de baixa tensão WEG foram selecionados para fornecer a velocidade e o controle necessários para este equipamento. Martins explica que, ao selecionar os VSDs em combinação com os motores de baixa tensão WEG, Kamoa-Kakula terá um período de garantia de 36 meses em ambos.

“Uma parte importante da estratégia de eficiência energética foi para a planta padronizar os nossos motores de eficiência premium IE3 – classificados de acordo com o padrão internacional IEC 60034-30”, diz ele. “Com uma classificação de eficiência energética líder na classe, isso significa emissões de carbono reduzidas e reduz significativamente os custos operacionais de consumo de energia.”

Adicionalmente, a Zest WEG está fornecendo ao Projeto Kamoa-Kakula uma nova subestação móvel de 20 MVA, 33kV/11kV, que atualmente está sendo fabricada na África do Sul. A subestação fornecerá tensão reduzida e pode ser movida para fornecer energia a diferentes áreas de acordo com a demanda do projeto.

“Suportando o desempenho de nossos equipamentos na mina estarão os altos níveis de serviço e suporte da Panaco, que é nosso Revendedor de Valor Agregado (VAR) na RDC”, diz Martins.

Sobre os VARs, Martins diz que os indicados pela Zest WEG para essa função são muito mais do que simples distribuidores. “A Panaco, como nosso VAR na RDC, é uma empresa 100% local, escolhida especificamente para promover e apoiar a ampla gama de ofertas da Zest WEG na região. Sua equipe inclui especialistas técnicos e as metodologias e cultura de operação da empresa estão intimamente alinhadas com as nossas, e ajudarão no suporte à nossa base instalada atual, rede de clientes e expectativas de crescimento na região.”

A SBM Offshore tem o prazer de anunciar a proposta de nomeação de Øivind Tangen como Diretor de Operações (COO) e membro de seu Conselho de Administração. Øivind Tangen (1973, norueguês) trabalha na empresa há 19 anos e tem uma vasta experiência em funções de engenharia e operacionais, bem como em estratégia e execução de projetos. Atualmente é Diretor Gerente da Companhia, responsável pelo segmento de Lease and Operate da SBM Offshore, que inclui a frota de FPSO da Companhia.

Øivind Tangen possui um mestrado em Arquitetura Naval pela Universidade Norueguesa de Ciência e Tecnologia e ENSTA, Paris, bem como um Mestrado em Gestão e Economia da Energia e do Meio Ambiente pela ENI Corporate University.

A proposta de nomeação de Øivind Tangen para o Conselho de Administração será submetida à aprovação na Assembleia Geral a ser realizada em 6 de abril de 2022 (AGO).

A proposta de nomeação de Øivind Tangen para o Conselho de Administração reforça o foco da empresa na excelência nas operações e na execução dos projetos. Ao mesmo tempo, permitirá foco adicional na entrega da estratégia da SBM Offshore por meio da transição energética.

Philippe Barril (atualmente COO) será nomeado Chief Transition Officer (CTO). A criação de uma função de CTO no Conselho de Administração confirma a ambição da Empresa de desempenhar um papel de liderança na transição energética. Recursos Humanos, Jurídico e Conformidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente (HSSE) e algumas outras funções corporativas se reportarão ao CTO.

Douglas Wood continuará como Diretor Financeiro. Na nova composição do Conselho de Administração, ele também assumirá a responsabilidade pela Comunicação, além das Relações com Investidores.

Erik Lagendijk (1960, Diretor de Governança e Conformidade) decidiu deixar o Conselho de Administração após a AGM.

Bruno Chabas, CEO, disse: “É com grande prazer que recebemos Øivind no Conselho de Administração. A sua nomeação marca a qualidade do nosso conjunto de talentos. Øivind demonstrou sua liderança ao longo de muitos anos na SBM Offshore. Ao adicionar Øivind ao Conselho de Administração e com Philippe e Douglas assumindo também um papel mais amplo, a SBM Offshore está bem posicionada para fornecer resultados em nossos negócios tradicionais e fortalecer nossa posição em Novas Energias. Gostaria de agradecer a Erik por sua considerável contribuição à SBM Offshore e por liderar nosso compromisso de fazer negócios com integridade.”

Erik Lagendijk disse: “É extremamente gratificante ver que a empresa superou seus problemas passados ​​e agora está bem posicionada para o futuro. Após 7 anos no Conselho de Administração, congratulo-me com a mudança e a oportunidade de passar para a próxima geração.”

O prefeito de Macaé, Welberth Rezende, participou, na última terça-feira (18/01), da primeira reunião do ano da Organização dos Municípios Produtores de Petróleo (Ompetro), realizada na Câmara de Dirigentes Lojistas (CDL) de Campos dos Goytacazes. Durante o encontro foram discutidos temas como perspectivas de crescimento de produção e exploração de petróleo na Bacia de Campos e arrecadação dos municípios do Norte Fluminense e Região dos Lagos.

“Tratamos sobre investimentos e avanços na Bacia de Campos e a questão do barril do petróleo. Também falamos sobre o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar). Foi uma reunião produtiva, que vai render bons frutos para o município”, afirmou Welberth.

O diretor do Departamento de Política de Exploração e Produção do Petróleo e Gás Natural do Ministério de Minas e Energia, Carlos Agenor Onofre Cabral, esteve presente e comentou sobre o futuro da exploração de petróleo na região. “Minha função aqui é mobilizar os municípios do Norte Fluminense para nós termos a flexibilização do regime de partilha dentro do polígono do pré-sal. Há um leque muito bom no regime de concessão”, disse Carlos Agenor.

Estiveram presentes também o prefeito de Campos dos Goytacazes, Wladimir Garotinho (presidente da Ompetro); de Casimiro de Abreu, Ramon Gidalte; de Cardoso Moreira, Geane Vincler; de Cabo Frio, José Bonifácio; de Italva, Léo Pelanca; e representantes do poder público municipal das cidades de Bom Jesus do Itabapoana, Quissamã, São Francisco de Itabapoana, Miracema e Itaperuna.

Outro encontro

Antes da reunião da Ompetro, também na CDL de Campos dos Goytacazes, Welberth participou da primeira assembleia geral ordinária do ano do Consórcio Público Intermunicipal de Desenvolvimento do Norte e Noroeste Fluminense (Cidennf). Estiveram em pauta temas como assinatura dos contratos de rateio dos entes consorciados, planejamento de ações prioritárias e estratégicas para este ano, e a criação da Câmara Técnica Setorial de Infraestrutura, Transporte e Mobilidade.

“Estamos avançando em questões muito importantes para o município, como saúde, patrulha mecanizada, alguns consórcios que são importantes a serem feitos pelos municípios da região que vivem com os mesmos problemas, maquinário, a dragagem dos rios e outros assuntos relevantes”, elencou Welberth.

Para o Secretário Executivo do Cidennf, Vinícius Viana, é importante traçar estratégias de atuação conjuntas, buscando parcerias e integrações que tragam resultados positivos. “Entendemos o quanto o desenvolvimento regional é desafiador, mas, juntando todos os atores envolvidos nesse processo, podemos levar as nossas regiões a um outro patamar. Estamos trabalhando em pautas importantes e tomando decisões que terão grande impacto nos próximos anos”, destacou.

Por: André Ramalho

Os investimentos globais em petróleo e gás devem crescer 4% em 2022, em relaçãoa 2021, de acordo com estimativas da Rystad Energy. Ao todo, a empresa norueguesa de pesquisa e inteligência de mercado do setor de energia prevê aportes de US$ 628 bilhões na indústria petrolífera este ano, US$ 26 bilhões a mais que o registrado no ano passado, à medida que as companhias se recuperam dos efeitos da pandemia. A expectativa é que os investimentos continuem em alta em2023 e 2024 e que o Brasil mantenha a posição de principal mercado de plataformas flutuantes (FPSOs) do mundo.

De acordo com a Rystad, a América Latina responderá por 24% de todos os projetos de produção em águas profundas a serem sancionados neste ano, no mundo, alavancada por Brasil e Guiana. A região será o grande destaque nesse quesito, ao lado da Europa, que também responderá por 24% do total de projetos aprovados no offshore. A Rystad estima que existam cerca de 80 projetos globais, num valor de US$ 85 bilhões, na carteira das petroleiras para 2022.

Em 2022, previsão é que o Brasil mantenha liderança no mercado de plataformas flutuantes (FPSOs) no mundo. No Brasil, a Petrobras, principal operadora do país, já anunciou que pretende aumentar os investimentos a partir deste ano. O orçamento para 2022 é de US$ 11 bilhões, ante os US$ 10 bilhões originalmente previstos para 2021. Os aportes da estatal brasileira representam cerca de 1,75% do orçamento global estimado pela Rystad para o ano.

O foco dos investimentos da Petrobras para 2022 está no segmento de exploração e produção, que absorverá 80% dos recursos. Dentre os principais projetos previstos para o ano está a entrada em operação, no primeiro trimestre, do FPSO Guanabara, a primeira unidade do sistema de produção definitivo do campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. Parte dos investimentos será direcionada também para o desenvolvimento da carteira robusta de projetos da petroleira para os próximos anos. Ao todo, a Petrobras prevê 14 plataformas para 2023-2026.

A Enauta, por exemplo, também pretende definir neste ano o projeto definitivo de Atlanta, no pós-sal da Bacia de Santos. A petroleira espera tomar, no primeiro trimestre, a decisão final sobre o investimento. Em dezembro, a empresa assinou uma carta de intenções com a Yinson para conversão da plataforma que operará na concessão. A embarcação terá capacidade para produzir 50 mil barris/dia.

Impulsionado pela Petrobras, o Brasil respondeu por doze dos 24 novos FPSOs contratados no mundo entre 2019 e 2021, segundo a Rystad. Para 2022, a previsão é que o mercado brasileiro absorva três das dez plataformas a serem contratadas. Embora haja uma previsão de redução no ritmo de contratações, o Brasil se mantém como principal destino dos novos FPSOs.

De acordo com a Rystad, os investimentos globais em gás natural serão os destaques em 2022. A exploração e produção de gás e o setor de gás natural liquefeito (GNL) devem demandar US$ 149 bilhões, alta de 14% em relação a 2021. A expectativa é que o montante ainda se mantenha abaixo dos patamares pré-pandemia e só volte a ultrapassar o orçamento de 2019 em 2024, para quando estão previstos US$ 171 bilhões no setor.

Os investimentos em exploração e produção de petróleo, por sua vez, devem aumentar 7%, de US$ 287 bilhões em 2021 para US$ 307 bilhões neste ano. O setor, diz a Rystad, deve enfrentar um período desafiador frente à transição energética. A previsão é que a demanda por petróleo provavelmente atinja o pico em cinco anos, limitando o investimento offshore a cerca de US$ 180 bilhões em 2025. A preocupação no setor, segundo a Rystad, é quanto aos desafios de execução relacionados à pandemia e ao aumento dos custos inflacionários do aço, por exemplo.

Já os aportes em midstream e downstream (que envolve desde as atividades de escoamento e transporte até o refino e distribuição de combustíveis) cairão 6,7%,para US$ 172 bilhões neste ano.

“A disseminação generalizada da variante ômicron inevitavelmente levará a restrições de movimento no primeiro trimestre de 2022, limitando a demanda de energia e a recuperação nos principais setores consumidores de petróleo de transporte rodoviário e aviação. Apesar das interrupções contínuas causadas pelo covid-19, no entanto, as perspectivas para o mercado global de petróleo e gás são promissoras”, escreveu o chefe de pesquisa de serviços de energia da Rystad, Audun Martinsen.

Além disso, a Rystad pontua que, à medida que a transição energética avança, as petroleiras aumentarão os investimentos em eólica offshore – que absorveu quase US$ 50 bilhões em 2021 e que, até 2025, deve receber US$ 70 bilhões por ano.

Fonte: Valor Econômico

A ANP realizou audiência pública relativa à minuta de resolução que estabelece as novas especificações nacionais de biodiesel e as medidas de controle de qualidade.

A revisão das regras tem como objetivo aperfeiçoar a qualidade dos produtos, principalmente devido a alterações do percentual de biodiesel no óleo diesel, relatos de usuários e do setor automotivos sobre falhas e perdas de performance nos equipamentos e à necessidade de atendimento à nova fase (P8) do Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve).

A nova proposta foi construída com base em estudos técnicos para aprimorar as especificações do biodiesel e óleo diesel, que culminaram com a proposição de novas regras de especificação e controle de qualidade que visam melhorar a satisfação do consumidor com o produto.

Dentre as principais mudanças propostas para as especificações e controle de qualidade do biodiesel podem ser destacadas: 1) a redução no teor de monoglicerídeos, sódio, potássio, cálcio, magnésio e fósforo, contaminantes importantes do biodiesel; 2) a inserção de novo parâmetro relativo a contaminantes orgânicos (teste de filtração por imersão a frio); 3) a reavaliação das tabelas de temperaturas para Ponto de Entupimento de Filtro a Frio (PEFF), resultando, em linhas gerais, no aumento das exigências quanto ao comportamento a frio do biodiesel; 4) ampliação da estabilidade oxidativa do produto de 12h para 13h na produção e a adoção de novo ensaio (teor de ésteres de ácido linolênico), a fim de controlar ainda mais a estabilidade do produto; 5) exigência de controle e execução de boas práticas de manuseio, transporte e armazenamento, por parte dos agentes econômicos, com exigências de drenagem, filtração de produto e limpeza de tanques.

A minuta de resolução passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 184 sugestões. As contribuições 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.

Veja a gravação da audiência

Os projetos podem se candidatar até o próximo dia 31. Companhia vai investir R$ 10 milhões na iniciativa

A Petrobras prorrogou o prazo para inscrições na chamada pública para patrocínios a projetos em museus, instituições e centros culturais de todo o país e que destaquem a cultura brasileira. Agora, o programa Petrobras Cultural recebe os projetos até o próximo dia 31, através do site www.petrobras.com.br/cultura. No total, a companhia vai investir R$ 10 milhões na iniciativa. O resultado tem previsão de ser divulgado em maio, com os projetos começando a ocorrer em julho deste ano.

A proposta deve contemplar pelo menos um dos temas: Arte/cultura brasileira; Cultura popular/regionalidades; Folclore brasileiro; e História do Brasil, que poderá incluir também ações comemorativas ao bicentenário da independência, bem como outros temas históricos. Essa é a quarta chamada cultural promovida pela Petrobras desde 2020, mantendo a companhia como incentivadora contínua da cultura brasileira.

Podem ser inscritos projetos a serem realizados de forma presencial, digital ou híbrida, em qualquer cidade do Brasil. As iniciativas podem incluir mostras e exposições; oficinas, seminários, encontros temáticos; propostas educativas em espaços ou em exposições; e outros projetos que incrementam a experiência do público nos espaços culturais. Os projetos devem já estar aprovados para uso de recursos de lei federal ou estadual de incentivo à cultura.

Patrocínio na cultura
A Petrobras é uma das principais patrocinadoras do desenvolvimento cultural no Brasil, e atua nas linhas de Artes Cênicas, Música, Audiovisual e Múltiplas Expressões. Nessa última, a companhia vem apoiando a programação de espaços consagrados como Theatro Municipal, Sala Cecília Meirelles e Museu de Arte Moderna, no Rio de Janeiro, além de feiras e eventos literários. Nos últimos dois anos, foram lançadas três chamadas para patrocínio a projetos culturais, que tiveram como foco o público infantil.

A ANP informa que o sistema Posto Web, utilizado para consulta da situação cadastral de postos revendedores de combustíveis, foi substituído pelo sistema CPL, disponível no link: http://app.anp.gov.br/anp-cpl-web/public/simp/consulta-postos/consulta.xhtml. A migração foi motivada por questões de segurança. Um dos novos recursos introduzidos foi o recaptcha, para impedir consultas automatizadas que poderiam prejudicar o funcionamento correto do sistema por conta de possíveis ataques cibernéticos.

O sistema continua permitindo a emissão do Certificado de Posto Revendedor e a verificação da autenticidade de certificados emitidos. É possível exportar os dados de todos os revendedores atualmente autorizados pela ANP para um arquivo de planilha eletrônica. Este recurso é oferecido também a cada resultado de pesquisa realizada.

O link anterior (http://postos.anp.gov.br/) ficará disponível até o dia 14/2/22, redirecionando para a página de consulta atual, e então será desativado definitivamente.

O sistema Revenda GLP também está em processo de migração e será descontinuado em breve.

Os sistemas utilizados pela ANP para envio de dados e consulta de informações estão reunidos na Central de Sistemas da ANP para facilitar a localização dos serviços disponíveis.

A Enauta assinou acordos com a Altera para estender o afretamento, operação e manutenção do FPSO Petrojarl I para o Sistema de Produção Antecipada (EPS) do campo de Atlanta localizado offshore no Brasil.

Localizado 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.

Conforme informado pela Enauta, os contratos terão duração adicional de até dois anos, e seu vencimento foi prorrogado de maio de 2023 para maio de 2025. O custo para adaptação da unidade será de US$ 30 milhões. A prorrogação está condicionada à emissão do Certificado DNV antes do vencimento do contrato atual.

Carlos Mastrangelo , COO da Enauta, comentou: “Este novo prazo promove a continuidade operacional do campo de Atlanta e pode possibilitar a operação temporária e simultânea do EPS e do Sistema Definitivo, se aprovado, otimizando o tempo de transferência dos poços do FPSO Petrojarl I para o novo FPSO do Sistema Definitivo.”

Vale lembrar que a Enauta assinou em dezembro passado uma Carta de Intenções com a malaia Yinson para o fornecimento de um navio FPSO, que está previsto para ser utilizado no Sistema Definitivo do campo de Atlanta.

Mastrangelo acrescentou: “Outro ganho com a extensão é a manutenção do fluxo de caixa operacional de Atlanta por mais de um ano, já que a interrupção da produção entre o final do EPS e o início do DS pode ser evitada. Além disso, o aumento da capacidade de tratamento de água reduzirá as restrições futuras da planta de produção existente.”

De acordo com a Enauta, está prevista uma paralisação da produção de 35 dias para que sejam feitas manutenções em equipamentos que precisam ser desligados. A empresa está trabalhando para que essas atividades sejam realizadas em paralelo às paradas periódicas estabelecidas pelo Ministério do Trabalho, reduzindo assim a necessidade de paradas adicionais.

Falando em paralisação da produção, a Enauta deixou na semana passada a produção do campo de Atlanta para inspeção e reparo de uma linha de produção do FPSO Petrojarl I. A empresa também passou por diversas dificuldades no campo no ano passado.

Enquanto isso, a empresa brasileira continua o processo de licitação , iniciado em março de 2021, para o FPSO e outros equipamentos para o DS de Atlanta conforme planejado. A licitação considera um FPSO com capacidade para processar 50 mil barris de óleo por dia, ao qual serão ligados de 6 a 8 poços produtores, incluindo os 3 poços já em operação no EPS.

A Enauta está avaliando as propostas recebidas para tomar sua Decisão Final de Investimento (FID) no primeiro trimestre de 2022 e iniciar a produção no DS em meados de 2024.

Volume corresponde a 70% do total da companhia

A Petrobras registrou o seu recorde anual de produção no pré-sal em 2021, ao alcançar 1,95 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed). Esse volume corresponde a 70% da produção total da companhia, que foi de 2,77 milhões de boed no ano passado. O recorde anterior era de 2020, quando foi alcançada a marca de 1,86 milhão de boed, representando 66% da produção total da Petrobras.

A produção da Petrobras no pré-sal vem crescendo rapidamente, e o recorde registrado em 2021 representa mais do que o dobro do volume que produzimos nesta camada há 5 anos. Com a manutenção do foco de atuação nas suas atividades em ativos em águas profundas e ultraprofundas, a Petrobras continuará investindo na aceleração do desenvolvimento dos campos do pré-sal, que possuem alta produtividade, maior resiliência a baixos preços de petróleo e mais eficiência em carbono gerando um petróleo competitivo na transição para a economia de baixo carbono.

No período do Plano Estratégico 2022-26, serão investidos US$ 57 bilhões no segmento E&P, sendo 67% desse total no pré-sal, que receberá 12 das 15 novas plataformas previstas para entrar em operação neste período e que deverá ser responsável por 79% da produção total da companhia em 2026.