Autor: redacao

A ANP fechou o ano de 2021 com importantes avanços voltados para a abertura do mercado de gás natural no Brasil, trabalho que terá continuidade em 2022. A Agência, que já regulamentava diversos aspectos desse segmento, aumentou sua área de atuação com as novas atribuições recebidas com a Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134, publicada em 9/4/2021) e o Decreto n° 10.712, de 2 de junho de 2021.

Entre os resultados alcançados ao longo do ano, destacam-se a aprovação das capacidades liberadas pela Petrobras junto aos transportadores TAG (Transportadora Associada de Gás S.A.) e NTS (Nova Transportadora de Gás S.A.), bem como a aprovação das tarifas a serem praticadas nos contratos extraordinários, que viabilizaram o acesso ao sistema de transporte pelos agentes da Indústria do Gás Natural.

Como resultado, ocorreram diversos anúncios de contratos firmados entre produtores independentes e distribuidoras estaduais de gás natural, bem como contratos entre esses produtores e consumidores livres. A TAG firmou ainda contratos de transporte com oito carregadores de perfis diversificados, no modelo de entrada e saída, que totalizaram um volume contratado de 11.256.000 m³/dia na malha nordeste.

A ANP também deu suporte para que o Confaz expedisse o Ajuste Sinief 01/2021, que dispõe sobre o tratamento diferenciado aplicável aos contribuintes do ICMS para cumprimento de obrigações tributárias relacionadas ao processamento de gás natural.

No que tange ao acesso a infraestruturas essenciais, foi incluída na Agenda Regulatória 2022-2023 a ação 2.12, que trata da elaboração de ato normativo que disponha sobre as diretrizes e os princípios do acesso negociado e não discriminatório dos terceiros interessados aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de gás natural liquefeito (GNL).

Ainda sobre esse tema, conforme o Termo de Compromisso de Cessação de Prática (TCC CADE-Petrobras), a Petrobras se comprometeu, dentre outras ações, a fornecer acesso não discriminatório a infraestruturas essenciais e ao arrendamento do seu Terminal de Regaseificação da Bahia (TRBA). Nesse contexto, foi finalizado, em dezembro de 2021, o processo de arrendamento do TRBA, com a outorga da Autorização SIM-ANP n° 767, de 2021.

Em relação às unidades de processamento de gás natural (UPGNs), a ANP publicou a Resolução ANP n° 852, de 23 de setembro de 2021, que, em seu art. 27, contempla a prestação de serviço de processamento de gás natural para terceiros, de forma não discriminatória, possibilitando que fossem firmados contratos de compra e venda de gás entre as distribuidoras estaduais de gás natural e produtores independentes. Neste contexto, foram firmados contratos da Proquigel Química S.A. com a Shell e a Petrobras para compra de volume expressivo de gás entre 2022 e 2024, de forma que este consumidor livre, que acessa diretamente o sistema de transporte desde janeiro de 2021, possa atender à demanda de suas unidades industriais da Bahia e Sergipe.

Dentre as diversas distribuidoras de gás natural que firmaram contratos com produtores independentes, destaca-se a Bahiagás, que celebrou contratos com produtores relevantes do mercado, como Shell, Galp e Equinor, além da Petrobras. Adicionalmente, a distribuidora desenvolveu um portfólio de supridores de gás natural envolvendo produtores independentes de gás “onshore”. Com isto, destacamos, que foi dado o acesso a terceiros nas UPGNs de Cabiúnas e Catu, incentivando a produção dos campos terrestres localizados no Nordeste.

Além disso, desde a edição da Resolução ANP n° 794/2019, todos os contratos de venda de gás natural para mercados cativos são publicados integralmente no site da Agência, contribuindo para aumentar a transparência no mercado de gás natural. Os contratos estão disponíveis na página Publicidade de contratos de compra e venda.  

No que tange à Nova Lei do Gás, a ANP não condicionou o exercício de atividades em curso à edição de nova regulamentação. Exemplo claro é a competência para autorizar a importação ou exportação de gás natural, transferida do Ministério de Minas e Energia para a Agência por meio do novo ato legal. A ANP não interrompeu os processos de análise e publicação de autorizações.

Na conjuntura atual, o Brasil ainda depende de importações de gás natural. Em 2021, a importação bateu recordes de volume importado em razão da crise hidroenergética. O volume importado de janeiro a novembro de 2021 superou 17,7 milhões de m³ de GNL, equivalentes a aproximadamente 8,8 bilhões de m³ de gás natural regaseificado, volume correspondente a um consumo médio de cerca de 25 milhões de m³/dia. Soma-se a esse contexto um cenário internacional adverso, no qual os preços no estão em patamares muito elevados, atingindo máximos históricos na Europa e na Ásia em razão da escassez atual do produto. Nesse sentido, houve grande aumento nas importações de GNL no Brasil, tendo sido outorgadas 33 autorizações de importação de gás natural desde a publicação da Nova Lei do Gás em abril de 2021, o que supera as 32 autorizações publicadas nos nove anos anteriores (entre 2012 e 2020).

Em relação à construção de novos gasodutos ou instalações, é fundamental salientar que os atos regulamentadores que regem essas atividades, em especial a Resolução ANP n° 52/2015, continuam válidos e têm sido acionados sempre que agentes interessados em construir, ampliar ou operar novas instalações, sejam gasodutos ou pontos de entrega ou recebimento, protocolam seus recebimentos.

Em relação a novos investimentos no setor, a ANP autorizou recentemente a construção de mais dois terminais de GNL, localizados em Santa Catarina e São Paulo, bem como a Petrobras anunciou a comercialidade de diversos campos na bacia de Sergipe Alagoas, que possuem grande potencial de produção e aproveitamento de gás natural. Neste sentido, a ANP editou notas técnicas específicas para que os produtores pudessem injetar, diretamente das plataformas de produção offshore no sistema de transporte, o gás natural especificado.

Adicionalmente, com o objetivo trazer para discussão a caracterização do mercado do gás natural e do relacionamento comercial entre os agentes, foi elaborado documento intitulado “Modelo Conceitual do Mercado de Gás na Esfera de Competência da União – Comercialização, Carregamento e Balanceamento”, que tem como objetivo revisar os regulamentos que tratam das atividades de comercialização e de carregamento de gás natural, as Resoluções ANP números 52/2011 e 51/2013, respectivamente. O modelo abarca a contratação de capacidade de transporte, a compra e venda de gás natural no mercado físico ou em mercados organizados (mercado de balcão e bolsa), e a participação em mecanismos de contratação destinados a promover ações de balanceamento. Neste contexto, foram realizados três workshops no decorrer de 2021, com o objetivo de debater esses tópicos.

Perspectivas para 2022 

Em 2022, prevê-se a publicação de uma série de resoluções cujos debates já foram iniciados nos anos anteriores, notadamente a regulamentação dos critérios para autonomia e independência dos transportadores, a revisão das resoluções que tratam de tarifas, ampliação de capacidade, comercialização, balanceamento e carregamento de gás natural, dentre outros.

Neste ano, a ANP vai continuar trabalhando para abertura do Novo Mercado de Gás, com a realização das chamadas públicas incrementais (para oferta de nova capacidade de transporte) das três transportadoras, com o desenvolvimento de sua agenda regulatória, que é muito extensa, e, principalmente, procurando ser um facilitador para a ampliação da utilização do gás natural na matriz energética nacional.

Iniciativa reforça o compromisso da empresa com o mercado de gás no Brasil

A Repsol Sinopec Brasil assinou contrato de venda do gás de Sapinhoá Norte com a Petrogal Brasil, evidenciando sua participação na cadeia de valor do gás natural no Brasil.  

Com esse contrato, que é o primeiro nessa modalidade, a companhia comercializa o gás desde 01 de janeiro desse ano.

A operação foi viabilizada graças a um acordo de Swap, por meio do qual o gás rico é vendido para a Petrobras na entrada da Planta de Processamento de Cabiúnas (UTGCAB), que faz parte do Sistema Integrado de Processamento (SIP), e comprado já processado na saída.

Estes acordos representam um marco na abertura do mercado de gás no Brasil permitindo uma oferta mais diversificada dos produtores de gás do pré – sal.

“A Repsol Sinopec acredita no grande potencial do mercado de gás do Brasil e no gás brasileiro como protagonista à transição energética, garantindo o fornecimento de energia de maneira segura e estável, além de permitir a integração com fontes de energias renováveis”, afirma Mariano Ferrari, CEO da Repsol Sinopec Brasil.

A produção nacional de petróleo e gás natural em novembro totalizou 3,711 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,852 MMbbl/d (milhões de barris diários) de petróleo e 137 MMm3/d (milhões de metros cúbicos) de gás natural. Houve aumento de 2,7% na produção de petróleo em comparação com o mês anterior e de 3,5% em comparação com novembro de 2020. Já no gás natural houve aumento de 3,7% em comparação com o mês anterior e de 8,1% em comparação com novembro de 2020.

As informações consolidadas sobre a produção nacional no mês estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de novembro de 2021, publicado hoje (3/1) no site da ANP. Também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal

A produção do Pré-sal no mês de novembro totalizou 2,714 MMboe/d, sendo 2,141 MMbbl/d de petróleo e 91 MMm³/d de gás natural. Houve aumento de 2,8% em relação ao mês anterior e de 12% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 131 poços e correspondeu a 73,2% do total produzido no Brasil.

Aproveitamento do gás natural

Em novembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,2%. Foram disponibilizados ao mercado 61,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,8 MMm³/d, uma redução de 12,8% se comparada ao mês anterior e aumento de 20,8% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de novembro, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 81,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 93,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em novembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 874 Mbbl/d de petróleo e 40,9 MMm³/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 161,290 Mbbl/d.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de 7 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 7,383 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 944.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 439,1 boe/d, sendo 172,8 bbl/d de petróleo e 42,3 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 250,5 boe/d.

Outras informações

No mês de novembro de 2021, 271 áreas concedidas, quatro de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 38 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 60 são marítimas e 220 terrestres, sendo 13 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.166 poços, sendo 475 marítimos e 5.691 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,2 sendo 2,3% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,1% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5,6% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 88,863 Mboe/d, sendo 69,491 mil bbl/d de petróleo e 3,1 MMm³/d de gás natural. Desse total, 60,9 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 27,9 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.979 boe/d no Rio Grande do Norte, 10.986 boe/d na Bahia, 534 boe/d no Espírito Santo, 283 boe/d em Alagoas e 183 boe/d em Sergipe.

Processo seletivo tem foco em carreiras ligadas a tecnologia, inovação e engenharias. Remuneração inicial é de R$ 11,7 mil

A Petrobras encerra na próxima quarta-feira (05/01/2022) as inscrições para o concurso público que selecionará 757 profissionais para cargos de nível superior. A prova está prevista para dia 20 de fevereiro e será realizada nas capitais de todos os estados do Brasil, além do Distrito Federal. Com o concurso, a Petrobras pretende selecionar profissionais com perfil dinâmico, foco em tecnologia e inovação, e que queiram participar dos desafios que estão no horizonte da empresa para os próximos anos.

A abertura do concurso é possível devido ao sólido processo de recuperação financeira pelo qual a Petrobras vem passando nos últimos anos. Por meio de uma gestão eficiente, a companhia vem melhorando expressivamente sua performance operacional e ampliando sua contribuição para a sociedade. A Petrobras não abria concurso há mais de 3 anos.

As vagas são para profissionais com formação nas ênfases Ciência de Dados, Análise de Sistemas (engenharia de software, infraestrutura e processos de negócio), Engenharia Ambiental, Engenharia de Petróleo, Engenharia de Equipamentos (elétrica, eletrônica, inspeção, mecânica, terminais e dutos), Engenharia de Processamento, Engenharia Civil, Engenharia de Segurança de Processo, Engenharia de Segurança do Trabalho, Engenharia Naval, Análise de Comércio e Suprimento, Análise de Transporte Marítimo, Geofísica (Física, Geologia), Geologia, Economia e Administração. Os convocados poderão trabalhar em qualquer área ou unidade, a depender da necessidade da Petrobras.

Haverá reserva de 8% das vagas para pessoas com deficiência e 20% para pessoas negras (pretos e pardos), conforme estabelece a legislação.

Todas as vagas são para profissionais de nível superior júnior, para os quais não é requerida comprovação de experiência prévia. A remuneração mínima inicial é de R$ 11.716,82. A Petrobras oferece previdência complementar (opcional), plano de saúde (médico, hospitalar, odontológico, psicológico e benefício farmácia), além de benefícios educacionais para dependentes, entre outros.

A instituição organizadora do processo seletivo público será o Centro Brasileiro de Pesquisa em Avaliação e Seleção e de Promoção de Eventos (Cebraspe). O processo seletivo terá validade de doze meses, podendo ser prorrogado uma vez por igual período, a critério da Petrobras.

O valor da taxa de inscrição é de R$ 79,83 (setenta e nove reais e oitenta e três centavos). Informações sobre as inscrições, o edital completo, número de vagas para cada ênfase, cidades de provas, requisitos e remuneração podem ser consultados no site da Petrobras (https://petrobr.as/concurso).

Em vídeo e áudio, Juliano Loureiro, gerente executivo de Recursos Humanos da Petrobras, fala sobre o concurso. Para fazer o download, clique nos links abaixo:

Vídeos: carreiras | inscrições | objetivo | requisitos

Áudios: carreiras | inscrições | objetivo | requisitos

Distribuidores de combustíveis contrataram junto aos produtores de biodiesel 1,3 bilhão de litros desse biocombustível para o abastecimento no 1° bimestre de 2022 (janeiro-fevereiro), visando ao atendimento do percentual de mistura obrigatória ao óleo diesel. O volume contratado corresponde a cerca de 50% acima da demanda estimada de biodiesel para o período.

Essa comercialização se deu no novo modelo, em que os distribuidores contratam e compram o produto diretamente dos produtores, substituindo os leilões de biodiesel. O novo formato, implementado a partir de 1º de janeiro de 2022, atente à Resolução CNPE nº 14/2020 e foi regulamentado pela Resolução ANP n° 857/2021. 

Os contratos de fornecimento de biodiesel foram informados e validados com sucesso pelos distribuidores de combustíveis e produtores por meio de sistema desenvolvido pela ANP, denominado SRD-Biodiesel. A contratação acima da demanda estimada demonstra o sucesso do novo modelo de comercialização já no primeiro bimestre de sua vigência, com a adesão maciça dos distribuidores de combustíveis e dos produtores, garantindo o abastecimento ao consumidor final em todo o território nacional.

Informações detalhadas sobre o novo modelo de comercialização de biodiesel, abrangendo as metas de contratação dos distribuidores de combustíveis e dos produtores, bem como o sistema SRD-Biodiesel, podem ser acessadas na página sobre o assunto.

Projeto Ginga vai colaborar para a ampliação de oportunidades de trabalho e renda em Duque de Caxias, Itaboraí e Macaé

A Petrobras está patrocinando o Projeto Ginga – Inovar para Transformar, que tem como objetivo promover capacitação profissional a jovens, para ampliar suas oportunidades de trabalho e renda no mercado audiovisual e de novas tecnologias. Agregado à carteira do Programa Petrobras Socioambiental, vai oferecer, até 2023, um total de 600 vagas para participantes contínuos e 400 para, eventuais, nos municípios Duque de Caxias, Itaboraí e Macaé. Está prevista também a formação de multiplicadores dentre as lideranças comunitárias, educadores sociais e professores.

O projeto Ginga vai oferecer formação em games, novas tecnologias, cultura digital e audiovisual por meio de kits pedagógicos e lúdicos. Também serão realizadas atividades socioculturais nas comunidades e ofertadas mentoria em empreendedorismo, gestão de carreira e mercado; além da realização de desafios culturais e tecnológicos em Direitos Humanos e Cidadania.

A partir de janeiro de 2022, vão ocorrer visitas e encontros técnicos com representantes e líderes comunitários dos municípios para definir como e em quais comunidades especificamente o projeto vai operar. Já as inscrições para as formações serão abertas a partir de março, priorizando mulheres, pessoas negras, trans, refugiadas e pessoas com transtornos mentais. As inscrições contarão com ampla divulgação junto à imprensa, redes sociais e anúncios dirigidos às regiões assistidas.

A instituição responsável pelo Ginga é o Cinema Nosso, que possui 20 anos de experiência na democratização do audiovisual no Brasil. Nasceu com o premiado filme Cidade de Deus, dos diretores Fernando Meirelles e Kátia Lund, que realizaram oficinas para jovens lideranças. Estes, por sua vez, decidiram promover o acesso de ferramentas de produção nesse segmento a outros jovens, focando em grupos de baixa renda. Hoje, o Cinema Nosso é reconhecido como uma das principais escolas populares de audiovisual da América Latina. O nome do projeto traz o sentido popular da palavra ginga, que é movimentar-se, inspirada também pela dança e pela capoeira.

Programa Petrobras Socioambiental

Por meio do Programa Petrobras Socioambiental, a Petrobras 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; para o preparo para o exercício da cidadania; para o atendimento de crianças e adolescentes; para a conservação da biodiversidade costeira e marinha; e para a recuperação de florestas e áreas naturais, entre outras.

A Petrobras e seus parceiros apresentaram à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um plano de desenvolvimento revisado para os campos de Tupi e Iracema, localizados no litoral em uma tentativa de aumentar a recuperação de hidrocarbonetos da área.

A Petrobras informou que apresentou à ANP a revisão do Plano de Desenvolvimento Integrado (PD) da Jazida Compartilhada de Tupi e da Área de Iracema, como operadora do campo de Tupi.

A empresa explica que o Consórcio Tupi propõe novos investimentos dentro do plano revisado para aumentar a produção e, consequentemente, maximizar a geração de valor desse campo no longo prazo.

Além disso, propõe a implantação de projetos resilientes a preços baixos do petróleo, visando aumentar o fator de recuperação final do campo de Tupi, localizado na Bacia de Santos, offshore do Brasil.

A iniciativa segue a estratégia da Petrobras de concentrar suas atividades em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde tem demonstrado sua capacidade de produzir petróleo de melhor qualidade e com menor emissão de gases de efeito estufa.

O Consórcio Tupi é composto pela Petrobras (operadora, 67,216 por cento), Shell (23,024 por cento), Petrogal (9,209 por cento) e PPSA (0,551 por cento).

Para lembrar, a Petrobras rebatizou o campo de Tupi para Lula em 2010, mas a gigante brasileira foi obrigada a voltar ao nome original – Tupi – em setembro de 2020, por ordem da Justiça Federal.

O campo de Tupi está localizado majoritariamente na concessão BM-S-11, a 230 quilômetros da costa do estado do Rio de Janeiro e iniciou a produção em 2010, utilizando o FPSO  Cidade de Angra dos Reis .

Vale lembrar que a DOF Subsea  fechou vários contratos  em maio para apoiar as campanhas de pesquisa OBN que a Shearwater GeoServices está conduzindo nos campos de Jubarte, Tupi e Iracema da Petrobras, após uma vitória de contrato bem sucedida no início deste ano para os projetos de Tupi e Iracema .

No início deste mês, a DOF Subsea informou que o projeto – relacionado à pesquisa sísmica OBN no campo de Iracema em cerca de 2.000-2.250 metros de profundidade de água – está programado para começar este mês após a manutenção programada ser feita no CSV Skandi Neptune.

A Petrobras, como operadora dos consórcios BM-SEAL-4 e BM-SEAL-11 e única detentora dos direitos das concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10, apresentou nesta quinta-feira (30/12), à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as declarações de comercialidade das acumulações de petróleo localizadas nas áreas dos Planos de Avaliação de Descoberta constantes dessas concessões.

“Estamos viabilizando uma nova fronteira de desenvolvimento de produção de óleo e gás. Para chegar aos reservatórios com óleo de excelente qualidade, temos que superar lâmina d’água acima de 2.400 metros, o que nos traz diversos desafios para a implantação do projeto, inclusive com a adoção de novas tecnologias”, explica o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges, que ressalta os resultados já alcançados. “Na fase exploratória, atingimos o recorde nacional de profundidade d’água na perfuração de um poço, com 2.990m, equivalente à altura do Pico da Neblina, ponto mais alto do Brasil”.

As áreas do BM-SEAL-4 e do BM-SEAL-4A foram adquiridas em 2000, na 2ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão. Já as áreas do BM-SEAL-10 e do BM-SEAL-11 foram adquiridas em 2004, na 6ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão.

Nas declarações encaminhadas ao órgão regulador, as denominações sugeridas para os novos campos foram: Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Cavala, Agulhinha e Agulhinha Oeste.

A Petrobras pretende desenvolver a produção dos campos acima em dois módulos, denominados de Sergipe Águas Profundas (SEAP) I e II, que preveem a instalação de duas plataformas do tipo FPSO.

A primeira plataforma, prevista para atender o módulo SEAP I, será a P-81, com início de produção em 2026, com capacidade de produzir 120 mil barris de óleo/condensado e escoar 8 milhões de m³ de gás por dia. A segunda plataforma, prevista para atender o módulo SEAP II, está em fase de planejamento de contratação e tem seu início de produção previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

Os módulos SEAP I e II incluem a implantação de um novo sistema de escoamento de gás ligando os dois módulos de Produção à costa Sergipana, com capacidade de 18 milhões de m³ por dia, que está em fase de planejamento, e com início de operação previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

A Petrobras é Operadora das Concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10 com 100% de participação, na Concessão BM-SEAL-11 com 60%, em parceria com a IBV Brasil Petróleo Ltda. (40%), e na Concessão BM-SEAL-4 com 75%, em parceria com a ONGC Campos Ltda. (25%).

A Petrobras foi intimada de decisões liminares proferidas pelo Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro que determinaram a manutenção das condições dos contratos celebrados entre Petrobras e distribuidoras estaduais (CEG e CEG RIO), cuja vigência terminará em 31/12/2021, impedindo a adequação dos preços à realidade atual da indústria de gás a partir de janeiro/2022.

Também foram proferidas decisões liminares semelhantes para manutenção das condições contratuais referentes às distribuidoras CEGÁS (Companhia de Gás do Ceará), SERGÁS (Sergipe Gás S.A.) e ALGÁS (Gás de Alagoas S.A.), cujos respectivos contratos também se encerram em 31/12/2021.

A Petrobras esclarece que atende seus contratos de venda de gás por meio de um portfólio de ofertas composto por produção nacional e importação do gás da Bolívia e de Gás Natural Liquefeito – GNL. A alta demanda por GNL e limitações da oferta internacional resultaram em expressivo aumento do preço internacional do insumo, que chegou a subir cerca de 500% em 2021.

Há vários meses, a Petrobras está engajada, de boa-fé, em negociações de novos contratos com diversas distribuidoras. Para oferecer melhores condições aos clientes, a Petrobras ofereceu às distribuidoras de gás natural produtos com prazos de 6 meses, 1 ano, 2 anos e 4 anos e mecanismos contratuais para reduzir a volatilidade dos preços, como, por exemplo, referência de indexadores ligados ao GNL e ao Brent, opção de parcelamento e possibilidade de redução dos volumes nos contratos de maior prazo.

No entanto, apesar do processo de negociação conduzido entre a Petrobras e as distribuidoras, como prevê qualquer relação comercial e em observância ao estabelecido nas Chamadas Públicas, a Petrobras foi surpreendida pela judicialização do tema.

A Petrobras entende que essas decisões abalam a segurança jurídica do ambiente de negócios, interferindo na livre formação de preços, colocando em risco a implementação da própria abertura do mercado de gás natural no Brasil e atração de investimentos no país.

Para exemplificar a competição que se instaurou no mercado, é possível citar diversas notícias sobre a existência de contratos com vigência a partir de 01/01/2022, firmados por distribuidoras e consumidores livres com outros fornecedores, tais como Shell, Petrogal, Potiguar E&P, entre outros. Além disso, esses produtores firmaram contratos com a Transportadora (TAG) para levar seu gás ao mercado consumidor.

A Companhia adotará todas as medidas jurídicas cabíveis em relação aos casos judiciais noticiados.

O sistema MAE, sigla para Monitoramento de Alarmes Especialistas, economizou mais de R$ 100 milhões em seis meses de operação na Bacia de Campos, utilizando conceitos de inteligência artificial

A Petrobras economizou mais de R$ 100 milhões ao longo de seis meses, em 2021, em operações ligadas à produção de poços localizados na Bacia de Campos. Para efeitos comparativos, essa cifra corresponde ao ganho de aproximadamente dois novos poços em operação na mesma região, sem que seja necessário perfurá-los. Essa otimização foi possível graças ao Monitoramento de Alarmes Especialistas (MAE), um software que usa aprendizagem de máquina, um segmento da inteligência artificial, para identificar e evitar, eventos indesejáveis que levem à perda de produção.

Por meio de algoritmos, o MAE analisa uma série de parâmetros ao longo do sistema de produção, provenientes de leituras dos muitos sensores instalados nos poços e nas plataformas. Caso algum evento indesejado seja detectado por tais algoritmos, o MAE emite uma recomendação em forma de alarme que é acionado nos Centros de Operações Integradas (COI) das unidades da Petrobras para notificar os responsáveis pelo monitoramento dos poços. Existem atualmente cerca de 400 algoritmos fazendo uma avaliação a cada dois minutos, 24 horas por dia e sete dias por semana. Todo o conhecimento gerado pelos algoritmos é armazenado em um banco de dados compartilhado por todos os usuários, fazendo com que outras equipes e sistemas aprendam e utilizem esse conhecimento no seu dia a dia.

O MAE é um projeto de desenvolvimento contínuo, que permite que pessoas das diversas unidades da companhia e grupos externos à Petrobras, em especial nas universidades brasileiras, implementem novos algoritmos com base em situações reais ocorridas em diferentes poços, tornando o sistema cada vez mais especializado e completo. Criado em 2018, o software começou a ser implementado em toda a Petrobras em 2020. Atualmente, o MAE é considerada uma importante ferramenta para o aprimoramento das atividades ligadas à continuidade operacional de equipamentos e dutos de produção da Petrobras.

A Petrobras domina a tecnologia de produção de petróleo em alto mar com segurança, eficiência, menor custo e menos emissões. A companhia atua de forma eficiente e competitiva, maximizando o potencial dos ativos e promovendo mais retorno para a empresa e para a sociedade, o que cria um ciclo virtuoso de geração de valor.