Autor: redacao

Arborização feita pelo projeto Vale Sustentável pretende incentivar a consciência ambiental nas comunidades e torná-las aliadas na conservação dos recursos naturais

Entre os dias 31 de agosto e 1º de setembro, o projeto Vale Sustentável, patrocinado pelo Programa Petrobras Socioambiental, promove plantio de mudas em dez escolas públicas do município de Guamaré, no Rio Grande do Norte. Na ocasião, alunos, pais e educadores irão plantar mudas de árvores frutíferas. A arborização tem como objetivo estimular a consciência ambiental nas comunidades, de modo a torná-las aliadas na conservação dos recursos naturais. A ideia é que a iniciativa forneça frutas para diversificação da dieta alimentar dos estudantes. As árvores também irão contribuir para o embelezamento paisagístico das escolas e, por meio de sombreamento, para diminuição da temperatura ambiente.

O plantio começa no dia 31 de agosto, na Escola Municipal Bibiano Xavier, que fica na localidade rural de Santa Paz, com cerimônia de abertura marcada para às 9h. Depois, e até o dia seguinte, serão realizadas arborizações nas demais instituições de ensino (quatro em zona rural e seis em área urbana). As atividades seguirão os cuidados e protocolos recomendados para o cenário de pandemia.

Ao todo serão plantadas 60 mudas das espécies abacateiro, bananeira, aceroleira, goiabeira, gravioleira e mangueira. Para garantir que as árvores cresçam e sobrevivam no clima semiárido, o plantio ocorrerá com uso de hidrogel, uma substância que ajuda na retenção de água.

Essa é a primeira ação do tipo promovida pelo projeto Vale Sustentável. Outros plantios de mudas estão previstos para os próximos meses em escolas dos municípios de Assu, Alto do Rodrigues e Carnaubais, todos no Rio Grande do Norte.

O projeto Vale Sustentável busca recuperar áreas degradadas de reservas legais e de preservação permanente, por meio do enriquecimento da cobertura florestal com espécies nativas. O patrocínio da Petrobras à iniciativa decorre do compromisso da companhia em investir em ações para ampliar o conhecimento, a conservação e recuperação da biodiversidade, gerando, desta forma, valor para a companhia e a sociedade.

Serviço

Plantio de mudas
Dias: 31/08 e 01/09
Horário: 9h (abertura)
Local: Escola Municipal Bibiano Xavier, em Santa Paz. Baixa do Meio, S/N.

Escolas beneficiadas:

Centro de Educação Infantil Olindina Vieira da Câmara Olegário – Centro.

Escola Municipal Monsenhor Jose Tibúrcio – Lagoa Seca.

Escola Municipal Jose Nunes da Silveira — Lagoa de baixo.

Escola Municipal Pedro Guilherme — Lagoa Doce.

Escola Municipal Luiz Candido Alves — Umarizeiro.

Centro de Educação Infantil Maria do Socorro — Baixa do Meio.

Escola Municipal Maria Madalena da Silva — Baixa do Meio.

Escola — Escola Municipal Bibiano Xavier — Santa Paz.

Escola Municipal Francisco Maciel de Assis — Santa Maria III.

Escola Municipal Jesuíno — Ponta de Salina.

A Petrobras informa que, conforme divulgado em 8 de junho, 9 e 20 de agosto de 2021, mantém seu posicionamento em buscar a venda integral de sua participação na Braskem e monitora o processo de alienação da participação detida pela Novonor.

No âmbito da gestão ativa de portfólio, a Petrobras avalia oportunidades no segmento petroquímico, conforme previsto em seu Plano Estratégico 2021-2025, visando à integração de suas atividades de Exploração e Produção (E&P) e Refino.

A companhia reafirma que ainda não há qualquer definição ou decisão sobre o assunto.

A Petrobras informa que sua subsidiária integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF) enviou, de acordo com os termos e condições dos contratos em vigor, notificações de 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. A tabela abaixo traz informações adicionais sobre os títulos a serem resgatados:

A precificação do resgate será em 24 de setembro de 2021 e a liquidação ocorrerá em 29 de setembro de 2021.

A ANP realizou no último dia (30/8) audiência pública sobre a revisão do conceito de segunda reincidência dado pela Resolução ANP nº 8/2012, entre outros aspectos referentes a penalidades aos agentes econômicos que atuam no abastecimento nacional. A norma estabeleceu o período que deve ser considerado para o agravamento de pena das multas que são aplicadas em razão da existência de antecedentes, bem como para a aplicação das penas de suspensão e de revogação decorrentes da constatação da reincidência e da segunda reincidência.

Na abertura da audiência, a Diretora da ANP Symone Araújo destacou que as normas editadas pela Agência são revisadas ao longo do tempo para atualizar o estoque regulatório, em função de alterações na legislação e de mudanças no próprio mercado. “O que queremos é que as normas editadas pela Agência possam alcançar com maior eficácia e eficiência seu objetivo. A proposta debatida na audiência de hoje está em linha com a diretriz da proporcionalidade na aplicação das sanções administrativas, trazida pela Lei das Agências (Lei nº 13.848/2019), pela Lei da Liberdade Econômica (Lei nº 13.874/2019) e por alterações na Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro determinadas pela Lei nº 13.655/2018”.

Ainda de acordo com a Diretora, “os maiores objetivos da regulação da ANP são a proteção do consumidor e que o exercício das atividades se dê no âmbito do mercado com cumprimento das normas, assegurando uma concorrência leal entre os agentes econômicos”.

De acordo com a Resolução ANP nº 8/2012, a reincidência acontece quando o agente infrator pratica nova infração prevista na Lei nº 9.847/1999 (Lei das Penalidades), depois de já ter sido condenado definitivamente no âmbito administrativo. A segunda reincidência é caracterizada quando a nova conduta infracional é precedida de duas condenações definitivas.

Com a revisão, a ANP busca a desburocratização, reduzindo empecilhos e entraves ao adequado desenvolvimento das atividades reguladas. As principais alterações sugeridas são:

– Definição de novo conceito de segunda reincidência;

– Limitação temporal para a caracterização da reincidência;

– Tratamento equivalente nos casos de existência de antecedentes e de reincidência, em relação aos critérios de desconsideração das infrações anteriores;

– Estabelecimento de critérios para aplicação das penas de suspensão e de revogação;

– Revogação do artigo 9º da Resolução ANP nº 64/2014, que trata dos critérios para aplicação da pena de perdimento.

Antes da audiência, foi realizada consulta pública de 45 dias sobre o tema, na qual foram recebidas 77 contribuições. As sugestões 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.

As Estacas Torpedo de Mero 1 começam a ser entregues em setembro

A DELP Engenharia vai entregar para os projetos de Mero 1 e Mero 2, mais 30 Estacas Torpedo. O campo de MERO é o terceiro maior produtor de petróleo e gás do Brasil e está localizado no bloco de Libra, Pré-sal da Bacia de Santos, cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro. O novo contrato foi estabelecido com a TechnipFMC, empresa responsável pelo fornecimento e instalação de equipamentos subsea. Este foi o primeiro contrato de venda do sistema de ancoragem da DELP fora do ambiente Petrobras. A empresa possui um track record de mais de 900 estacas torpedo com a operadora.

Para Mero 1, serão 24 estacas torpedo que farão a ancoragem de doze linhas de tubulação de aços cladeados, os risers rígidos. Para este contrato, a DELP ficou responsável pela análise de solo, engenharia, fabricação, testes e supervisão de instalação das estacas torpedo. A fabricação de todas as unidades já foi realizada e elas devem começar a ser expedidas a partir de setembro.

Para o gerente geral comercial da Anchortec, unidade de negócio de Óleo e Gás da DELP, Thiago Martins, a contratação de Mero 1, por meio da TechnipFMC, foi especial para a empresa. “Estamos muito satisfeitos por termos conquistado este contrato de Mero 1 com a TechnipFMC. Significou o nosso primeiro projeto de ancoragem ganho fora do ambiente Petrobras, que vem ampliar o nosso track record, de mais de 900 estacas torpedo até agora.”A parceria teve tanto sucesso em Mero 1, que a DELP conseguiu fechar o contrato com a empresa para fazer a ancoragem também em Mero 2. Neste segundo contrato, a DELP ficou responsável pela engenharia, análise de solo, projeto, compra de matéria prima e a fabricação em si. Serão 6 estacas torpedo que farão a ancoragem de linhas flexíveis. O projeto já foi iniciado, está em fase de engenharia, e a previsão de entrega das estacas torpedo é março do ano que vem.

Com a expansão da unidade de negócio de Óleo e Gás da DELP, a empresa já realizou dezenas de contratações, treinamentos e qualificação dos seus profissionais que estão atuando nesses projetos. “Nós já estávamos enxergando essa melhora no cenário para o nosso setor e viemos nos preparando para isso. Com essa abertura de mercado, estamos mais fortes e já somos os líderes mundiais em ancoragem de Estaca Torpedo”, comemora Martins.

Segundo a Petrobras, operadora do bloco de Libra, responsável pelas plataformas, Mero 1 está prevista para entrar em operação no primeiro trimestre do ano que vem e Mero 2 está prevista para entrar em operação em 2023.

**O campo de Mero está localizado no bloco de Libra, primeiro a ser ofertado em um leilão de partilha de produção em 2013. O bloco de libra tem como operadora, a Petrobras, com 40% de participação, também a anglo-holandesa Shell com 20%, a francesa Total também com 20%, e as chinesas CNODC e CNOOC Limited cada uma com 10%.

Companhia lidera ranking que qualifica interação de empresas do setor com empresas inovadoras

A Petrobras ficou em primeiro lugar na categoria Petróleo e Gás do ranking Top Open Corps, que premia as empresas que mais interagem com o ecossistema de inovação aberta no país. A companhia vem apostando nesse segmento, por meio do Programa Petrobras Conexões para Inovação que, este ano, lançou edital com investimentos no valor de R$ 22 milhões. A pesquisa que fundamenta o ranking mostra que o número de relacionamentos de open innovation entre corporações e startups dobrou este ano em relação a 2020. As cinco empresas da categoria Petróleo e Gás mais bem colocadas na categoria foram responsáveis por 67% dessas interações.

A pesquisa considera o número de relacionamentos de inovação aberta a partir de dados fornecidos pelas empresas e startups, relativos ao ano anterior, que são auditados. A cada forma de interação é atribuído um peso, de acordo com as formas de relacionamento, desde um primeiro contato até a prestação de serviços. Segundo a organização do prêmio, em comparação com ano passado, as corporações com contratos com startups aumentaram de 1.968 para 3.334, registrando um crescimento de 69%

“Tenho muito orgulho por esse reconhecimento diante de tudo que estamos fazendo em nosso ecossistema de inovação. Nosso Programa de Inovação Aberta está nos permitindo alcançar resultados incríveis para a companhia. Somos referência no que fazemos, mas queremos ir ainda mais longe”, comemorou o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Nicolás Simone.

Conexões para Inovação

O Programa Petrobras Conexões para Inovação é o maior voltado para inovação aberta do país e faz parte do objetivo da Petrobras de estimular a geração de inovações com alto potencial de impacto e ganhos de eficiência em áreas de interesse do setor. Para isso, só no edital do módulo Startups, em fase de análise das propostas inscritas, a companhia fará aporte em soluções de até R$ 500 mil e de até R$ 1,5 milhão, a depender da categoria do desafio (soft ou deep tech). Além do módulo Startups, a empresa lançou os módulos Testes de Soluções, voltado para startups e outras empresas inovadoras que possuam soluções tecnológicas e desejem testá-las rapidamente; Desafios, com oportunidades mapeadas a partir de demandas internas que são divulgadas periodicamente e Ignição, em parceria com a PUC-Rio, que oferece bolsas de pesquisa em projetos inovadores aos estudantes universitários selecionados por meio do edital.

A Petrobras se relaciona com o ecossistema de inovação não apenas por meio de startups, mas também em parcerias com universidades, Instituições de Ciência e Tecnologia (ICTs), no Brasil e no exterior, e outras empresas.

A Petrobras, em relação às notícias veiculadas, sobre o projeto de desinvestimento do Polo Potiguar, que contempla um conjunto de 26 concessões de campos de produção terrestres e de águas rasas, incluindo a refinaria Clara Camarão, no estado do Rio Grande do Norte, esclarece que recebeu ofertas vinculantes de potenciais interessados na aquisição dos ativos.

A 3R Petroleum foi a empresa que apresentou a melhor proposta, em valor superior a US$ 1 bilhão, tendo a Diretoria Executiva da companhia aprovado o início da fase de negociação.

A companhia esclarece que a celebração da transação dependerá do resultado das negociações, bem como das aprovações corporativas necessárias.

A Petrobras reforça o seu compromisso com a ampla transparência de seus projetos de desinvestimento e de gestão de seu portfólio e informa que as etapas subsequentes do projeto serão divulgadas tempestivamente.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 16/08/2019, informa que assinou hoje contrato para a venda da totalidade de sua participação acionária de 93,7% na empresa Breitener Energética S.A. (Breitener), localizada no estado do Amazonas, para a Breitener Holding Participações S.A., subsidiária integral da Ceiba Energy LP.

O valor da venda é de R$ 304 milhões, sendo R$ 251 milhões a serem pagos em seu fechamento, sujeito aos ajustes previstos no contrato, e R$ 53 milhões em pagamento contingente, atrelado à remuneração futura da Breitener na venda de energia.

O fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, como a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

A presente divulgação ao mercado está de acordo com normas internas da Petrobras e com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.

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

Sobre a Breitener

A Breitener é uma sociedade por ações de capital fechado, com o propósito específico de administrar, gerir e participar nas sociedades Breitener Tambaqui S.A. e Breitener Jaraqui S.A., que são empresas especializadas na produção e comercialização de energia elétrica.

A Breitener Tambaqui S.A. e a Breitener Jaraqui S.A. são proprietárias das termelétricas Tambaqui e Jaraqui, localizadas em Manaus-AM, com capacidade instalada de 155,8 MW e 156,7 MW, respectivamente.

Sobre a Ceiba Energy LP

A Ceiba Energy, fundada em 2015, é uma empresa que possui, desenvolve e opera ativos de geração de energia na América Latina. A empresa foca, especialmente, em fornecer geração de energia renovável, de baixo carbono e sustentável.

A equipe de gestão da Ceiba possui um conhecimento profundo dos mercados e ativos de energia da América Latina. A equipe reúne mais de 80 anos de experiência em geração de energia e infraestrutura energética na América Latina e em mercados emergentes.

A Enauta assinou um Memorando de Entendimento (MoU) com a Yinson para negociação direta e exclusiva de contratos de fornecimento de FPSO para o Sistema Definitivo (DS) do campo de Atlanta, no litoral do Brasil.

Conforme explicado pela Enauta nesta quinta-feira, o MoU estabelece o início de uma negociação direta e exclusiva para o fornecimento de FPSO, contemplando contratos de afretamento, operação e manutenção da unidade produtiva.

Carlos Mastrangelo , Diretor de Operações da empresa, afirmou: “O MoU representa uma oportunidade de avançar em decisões relevantes para o sucesso do processo licitatório do sistema definitivo de Atlanta e permite maior previsibilidade do início de operação e condições do DS de Atlanta” .

Ele acrescentou: “Chegamos a um acordo que corresponde às nossas expectativas de entregar um sistema de produção seguro e robusto. A Enauta também está alinhada com a Yinson na implementação de soluções que minimizem a intensidade de carbono por barril produzido ”.

Atualmente, o campo de Atlanta está produzindo por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços interligados ao FPSO Petrojarl I. Em março de 2021, a Enauta deu início à licitação do FPSO para o Sistema de Desenvolvimento Pleno (FDS) do campo de Atlanta .

A licitação do FPSO considera uma unidade com capacidade para processar 50 mil barris de óleo por dia, à qual serão interligados de 6 a 8 poços produtores, incluindo 3 poços já em operação no Sistema de Produção Antecipada.

O processo licitatório contempla a adaptação de um FPSO existente, ainda não implantado, o OSX-2, viabilizado por contrato de exclusividade com opção de compra firmado pela Enauta. Encontra-se em andamento a licitação dos demais serviços e equipamentos necessários ao desenvolvimento do DS.

A Enauta também entrou com um pedido junto ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ​​(IBAMA) para obter a licença prévia para o DS. A empresa espera tomar a decisão final de investimento do DS no início de 2022 para garantir o início da produção em meados de 2024.

No início desta semana, a Enauta retomou as operações completas no campo de Atlanta após uma falha no sistema de bombeamento e seus reparos.

A produção do Pré-sal no mês de julho totalizou 2,806 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente), sendo 2,221 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 93,1 MMm³/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural. Com isso, superou a produção de agosto de 2020, até então a maior já registrada, quando foram produzidos 2,776 MMboe/d.

Houve aumento de 3,4% em relação ao mês anterior e de 2,5% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 130 poços e correspondeu a 71,6% do total produzido no Brasil.

As informações estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de julho de 2021, publicado hoje (26/08) no site da ANP, que traz os dados consolidados da produção nacional. Também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Produção nacional

A produção nacional totalizou 3,920 MMboe/d, sendo 3,045 MMbbl/d de petróleo e 139 MMm³/d de gás natural. A produção de gás natural superou o recorde registrado em janeiro de 2020, quando foram produzidos 138,7 MMm³/d. A produção de petróleo voltou a um patamar de 3 MMbbl/d, que não era alcançado desde agosto de 2020, quando foram produzidos 3,084 MMbbl/d.

Houve aumento de 4,9% na produção de petróleo em comparação com o mês anterior e redução de 1,1% em comparação com julho de 2020. Já no gás natural houve aumento de 2,5% em comparação com o mês anterior e de 6,8% se comparado a julho de 2020.

Aproveitamento do gás natural

Em julho, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibilizados ao mercado 56,1 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,5 MMm³/d, um aumento de 12,4% se comparada ao mês anterior e uma redução de 12,1% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de julho, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 82,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,8% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em julho, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 917 Mbbl/d de petróleo e 42,3 MMm³/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 75, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 155.466 bbl/d.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 29 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,912 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 988.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 61.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 444,7 boe/d, sendo 146,8 bbl/d de petróleo e 47,4 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 284 boe/d.

Outras informações

No mês de julho de 2021, 262 áreas concedidas, três de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 38 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 58 são marítimas e 212 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.349 poços, sendo 502 marítimos e 5.847 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,1, sendo 2,3% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 91,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,5 % óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 93,145 Mboe/d, sendo 72,7 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 68,3 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 24,9 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.453 boe/d no Rio Grande do Norte, 8.472 boe/d na Bahia, 527 boe/d no Espírito Santo, 243 boe/d em Alagoas e 188 boe/d em Sergipe.