Autor: redacao

A ANP publicou, no Diário Oficial da União, duas autorizações a produtores de biocombustíveis que poderão auxiliar no avanço do país com relação a uma matriz energética mais limpa e renovável.

A Zeg Biogás e Energia S.A. foi autorizada a iniciar operação de uma instalação produtora de biometano de aterro sanitário, em São Paulo. Trata-se da primeira planta desse biocombustível aprovada no Estado, e a quarta do país.

O biometano é um combustível renovável e representa um melhor aproveitamento dos resíduos existentes em aterros sanitários já sendo utilizado em diversos países. Representa ainda um incremento na oferta de gás a ser injetado na rede de distribuição. A ANP regulamentou a qualidade do biometano de aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto em 2017, com a Resolução ANP nº 685/2017, e em 2018, regulamentou o exercício da atividade de produção de biometano, com a Resolução ANP nº 734/2018.

A segunda autorização foi dada à Inpasa Agroindustrial S.A., localizada em Sinop/MT, referente ao aumento da capacidade de produção, de 1.750 m³/d para 3.000 m³/d de etanol hidratado e 1.750 m³/d para 3.000 m³/d de etanol anidro. Com isso, a unidade, que produz etanol a partir do milho, passa a ser a maior instalação produtora de etanol do País em termos de capacidade autorizada.

Veja a autorização à Zeg Biogás e Energia S.A.

Veja a autorização à Inpasa Agroindustrial S.A.

A ANP informa que a ferramenta de pesquisa pública do SEI/ANP está funcionando de forma irregular desde o dia 24 de agosto de 2021. Na pesquisa apenas alguns processos administrativos e documentos eletrônicos, que foram incluídos no SEI após esta data, são apresentados.

A ANP está trabalhando para encontrar uma solução o mais breve possível, visando normalizar este importante canal para a sociedade.

Assim, para obter informações sobre o andamento de processos administrativos ou solicitar o acesso aos autos, basta preencher o formulário disponível em nossa página Fale Conosco, mencionando a motivação/justificativa e o número completo do processo. Caso não possua o número do processo, deve-se informar a razão social do interessado, o objeto (exemplo: autorização para produtor de biodiesel) e período aproximado que o processo foi aberto.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 25/09/2020, informa que concluiu, a venda da sua participação de 40% na empresa GNL Gemini Comercialização e Logística de Gás Ltda (GásLocal) para a White Martins Gases Industriais Ltda. (White Martins), encerrando controvérsias decorrentes das atividades do Consórcio Gemini e da GásLocal, em especial pendências de arbitragem e temas em discussão judicial. O acordo também prevê ajustes nas condições comerciais para o fornecimento de gás, pela Petrobras, na qualidade de consorciada do Consórcio Gemini, formado entre Petrobras, White Martins e a GásLocal, até o final de 2023, atendendo ao determinado pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

Após o cumprimento de todas as condições precedentes, o acordo assinado resultará em recebimento, pela Petrobras, de valor estimado em R$ 60,6 milhões, sendo (i) R$ 56,0 milhões pagos na presente data; e (ii) R$ 4,6 milhões, sujeitos a correções previstas no respectivo acordo, a serem pagos no prazo de até 13 meses a contar da data do fechamento do acordo.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com o Decreto 9.188/2017.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando a maximização de valor.

Sobre a GásLocal

A GásLocal é uma sociedade que atua no setor de comercialização e logística de gás natural comprimido ou liquefeito, por meio de carretas criogênicas.

O seminário técnico da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa foi realizado, no Rio de Janeiro. O evento, que seguiu os protocolos de segurança exigidos em função da pandemia de Covid-19, foi exclusivo para representantes de empresas que manifestaram, à ANP, interesse em participar da Rodada.

Durante o seminário, foram apresentadas informações técnicas sobre as áreas de Atapu e Sépia, que estarão em oferta na Segunda Rodada de Excedentes da Cessão Onerosa, marcada para 17/12/2021.

O que é Cessão Onerosa 

Em 2010, foi estabelecido um regime de contratação direta de áreas específicas da União para a Petrobras, para exploração e produção de petróleo e gás natural, a Cessão Onerosa. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no Pré-sal, conforme contrato firmado entre a União e a Petrobras.

Tendo em vista a constatação da existência de volumes totais de petróleo recuperáveis excedentes aos cinco bilhões de barris de petróleo equivalente, em quatro campos petrolíferos contratados sob esse contrato (Búzios, Atapu, Itapu e Sépia), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar esses volumes excedentes.

A Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa ocorreu em 2019, quando foram ofertados os direitos de exploração e produção sobre os volumes excedentes de petróleo das quatro áreas, sendo arrematados Búzios e Itapu.

A ANP aprovou  resolução que regulamenta procedimentos para apresentação de garantias e instrumentos que assegurem o descomissionamento de instalações de produção em campos de petróleo e gás natural.

A apresentação de garantias financeiras de descomissionamento de instalações já estava prevista nos contratos de exploração e produção de petróleo de gás natural, firmados entre a ANP e as empresas. A resolução traz previsibilidade quanto ao momento de apresentação da garantia e segurança jurídica quanto aos critérios exigidos para sua aceitação pela ANP, respeitada a baliza de discricionariedade da Agência.

A questão ganhou especial importância no contexto atual, com a proximidade do fim de contratos da Rodada Zero e a execução de projetos de desinvestimento da Petrobras, o que transfere os direitos e obrigações de um número expressivo de contratos para outras empresas.

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 de sua vida produtiva do Campo, quando a produção já não é suficiente para sustentar os custos de operação.

O descomissionamento requer que os contratados realizem gastos, exatamente em um momento em que o campo já não apresenta retorno financeiro. Por isso, os contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural determinam, além da própria obrigação de conduzir o abandono e a desativação das instalações, a obrigação apresentar garantias financeiras para assegurar os recursos necessários para este fim.

A ANP começou a debater o tema em 2015 e, a partir de 2018, no âmbito da Tomada Pública de Contribuições nº 8/2018, foram intensificadas as discussões por meio de grupos de trabalho, junto às partes interessadas, possibilitando consolidar as modalidades de garantias, a metodologia de cálculo do custo do descomissionamento e o modelo de aporte progressivo, com o objetivo de assegurar financeiramente o descomissionamento à União.

A ANP submeteu a minuta à apreciação do mercado por meio da consulta prévia em março de 2020, e posteriormente à consulta e audiência públicas, resultando na nova resolução aprovada ontem.

A resolução entrará em vigor após sua publicação no Diário Oficial da União, em conformidade com o Decreto 10.139/19.

Veja apresentações sore o tema

ANP publicou a Resolução nº 852/2021, que regulamentará o exercício da atividade de produção de derivados de petróleo e gás natural, bem como seu armazenamento, sua comercialização e a prestação de serviço.

O objetivo é simplificar o processo regulatório e reduzir custos dos agentes e da própria ANP, mantendo as melhores práticas de segurança operacional na produção de derivados.

A nova norma unifica o marco regulatório da produção de derivados de petróleo e gás natural, consolidando as atividades de refino de petróleo (Resolução ANP nº 16/2010), processamento de gás natural (Resolução ANP nº 17/2010), formulação de  gasolina e óleo diesel (Resolução ANP nº 5/2012) e produção de combustíveis em centrais petroquímicas (Portarias ANP nº 84/2001 e nº 317/2001). Ao todo, estão sendo revogados 11 atos normativos (as cinco normas supracitadas e outras seis acessórias).

A resolução entrará em vigor em 1º de outubro de 2021.

Veja a Resolução ANP nº 852/2021 na íntegra no Diário Oficial da União

A Petrobras, em continuidade ao comunicado ao mercado de 30/08/2021, informa que sua subsidiária integral, Petrobras Global Finance B.V. (PGF), enviou, de acordo com os termos e condições dos contratos em vigor, notificações com o anúncio dos preços do resgate antecipado aos investidores dos títulos 4,375% Global Notes e 4,25% Global Notes, ambos com vencimento em 2023.

O valor total do resgate equivale a aproximadamente US$ 1,3 bilhão, excluindo juros capitalizados e não pagos, e considerando para os títulos em euros a taxa de câmbio de US$ 1,1717/€.

A tabela abaixo traz informações adicionais sobre os títulos e sobre os preços do resgate:

Títulos	Vencimento	ISIN	Valor de Principal a ser Liquidado(1)	Pagamento Total do Resgate(2)
4,375% Global Notes	20 de maio de 2023	US71647NAF69	US$ 916.321.000,00	US$ 972.473.150,88
4,25% Global Notes	02 de outubro de 2023	XS0835890350	€ 296.398.000,00	€ 323.542.128,84

 

(1)  Valor agregado do principal na data deste anúncio.

(2)  Não inclui juros acruados.

A liquidação financeira do resgate ocorrerá em 29 de setembro de 2021.

A Diretoria da ANP aprovou a lista de servidores que poderão ser diretores substitutos a partir de 31/01/2022, por um período de até dois anos. Os nove nomes apontados, divididos em três listas tríplices, serão submetidos ao Presidente da República, que selecionará três para comporem a lista tríplice final.

Os primeiros colocados de cada uma das listas tríplices, segundo a escolha dos atuais diretores, são Luiz Henrique Bispo (superintendente de Conteúdo Local), Cláudio Jorge de Souza (superintendente de Dados Técnicos) e Marina Abelha (superintendente de Exploração).

Não havendo a publicação do decreto de designação pela Presidência da República até 31/01/2022, a lista passará a ser formada pelos superintendentes com mais tempo de exercício na função.

A lista tríplice é determinada pela Lei 9.986/2000, com redação dada pela Lei Geral das Agências (Lei nº 13.848/2019). Segundo a legislação, devem ser selecionados três nomes entre os servidores das agências reguladoras, ocupantes dos cargos de superintendente, gerente-geral ou equivalente hierárquico, para atuarem como substitutos em caso de vacância na diretoria do órgão.

Cada servidor integrante da lista tríplice, que tem validade de dois anos, pode ficar como interino por até 180 dias (sendo substituído pelo nome seguinte da lista) ou até a posse do diretor que ocupará o cargo definitivamente, mediante indicação e nomeação pelo Presidente da República, após aprovação pelo Senado Federal.

A lista tríplice atual, que tem validade até 31/01/2022, é composta por José Gutman (superintendente de Governança e Estratégia), Raphael Moura (superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente e, atualmente, diretor substituto na Diretoria 4) e Marcelo Castilho (superintendente de Desenvolvimento e Produção).

A Diretoria Colegiada da ANP entende que o gasoduto denominado “Subida da Serra” deve ser considerado como gasoduto de transporte, nos termos do art. 3º, XXVI, da Lei nº 14.134/2021. O projeto tem como objetivo transportar 16 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia) de gás natural proveniente de uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) ou de um terminal de gás natural liquefeito (GNL) até as instalações da Companhia de Gás de São Paulo (Comgás). O gasoduto se encontra em fase de implementação pela distribuidora.

Na avaliação da Agência, a instalação, por ter natureza nítida de um gasoduto de transporte, sendo, portanto, monopólio da União, está sob a competência federal e, por isso, a regulação e fiscalização de sua construção e operação são de responsabilidade da ANP. Dessa forma, a ANP entende que não cabe à Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (ARSESP) aprovar a implantação do gasoduto.

A diretoria da ANP aprovou a publicação da resolução que regulamentará a redução da alíquota de royalties como incentivo às empresas de pequeno e médio porte.

Esta nova resolução adiciona-se ao conjunto de ações para incentivar investimentos em projetos de E&P no Brasil, implementadas a partir da Resolução CNPE nº 17/2017, que estabeleceu a nova Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural.

Histórico

Desde 2003, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabelece diretrizes para a adoção de medidas que incentivem a participação de pequenas e médias empresas nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Em 2018, a Diretoria Colegiada da ANP já havia aprovado a Resolução nº 749, que regulamentou o procedimento para concessão da redução de royalties como incentivo à produção incremental em campos maduros.

O Art. 1º da Resolução CNPE nº 04, de 04/06/2020, estabeleceu como de interesse da Política Energética Nacional que a ANP avaliasse adoção de medidas visando à redução para até 5% da alíquota de royalties para campos concedidos a empresas de pequeno e médio portes, classificadas de acordo com os critérios estabelecidos pela Agência.

Antes de sua publicação, o texto passou por um período de consulta e audiência públicas (https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica/consulta-e-audiencia-publicas-no-19-2020). Adicionalmente, para estimular a participação social, foi realizado em dez/2020 um workshop com entes federados beneficiários dos royalties, o Ministério de Minas e Energia (MME) e integrantes da indústria.

A expectativa, com a nova resolução, é que haja aumento na atratividade econômica e continuidade da produção, com extensão da vida útil dos campos, mantendo seus benefícios socioeconômicos regionais, como geração de empregos, renda e arrecadação de tributos estaduais e municipais. Há ainda a perspectiva de aumento da participação de empresas de pequeno e médio portes nas atividades de exploração e produção, resultando em maior pluralidade de atores da indústria.

Empresas de pequeno e médio portes

Os critérios para classificação do porte de uma empresa, no setor de petróleo e gás, estão previstos na Resolução ANP nº 32/2014. Atualmente, a lista das empresas classificadas (disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/dados-de-e-p) inclui 19 de pequeno porte e 5 de médio porte.

Existem 113 campos pertencentes a empresas de pequeno e médio portes, porém 15 campos não produziram em 2021. A regulamentação da redução de royalties será um incentivo à retomada da produção desses campos inativos. Em produção, existem 38 campos operados por empresas de pequeno porte e 60 de médio porte.

A atuação dessas empresas no Brasil é um importante catalisador do desenvolvimento socioeconômico regional, em especial no interior do Nordeste. A redução de royalties terá potencial impacto sobre 52 campos no RN, 30 na BA, 13 em AL, 10 no ES, 7 em SE e 1 no MA.

Outras iniciativas em desenvolvimento

Em atendimento ao Art. 2º da Resolução CNPE nº 4, de 04/06/2020, outras iniciativas para impulsionar a atratividade de projetos e benefícios socioeconômicos regionais associados estão em andamento na ANP, como a definição e implementação de eventuais incentivos para acumulações ou campos com economicidade marginal.