Autor: redacao

O American Bureau of Shipping (ABS) reuniu empresas líderes no setor de FPSO para enfrentar os desafios de segurança produzidos por uma frota envelhecida.

Segundo dados da ABS, mais da metade das embarcações do tipo FPSO têm mais de 30 anos e um quarto tem mais de 40 anos.

O grupo de trabalho, que consiste em Chevron , Shell Trading , Petrobras , MODEC e SBM Offshore , bem como a Autoridade Marítima das Bahamas (BMA) , o Registro da República das Ilhas Marshall (RMI) e o 8º Distrito da Guarda Costeira dos EUA , liderado por a ABS já viu a criação de cinco projetos industriais conjuntos com o objetivo de usar a tecnologia para lidar com uma série de questões de segurança do FPSO.

Os projetos da indústria conjunta abordarão reparos de materiais compostos para estruturas offshore, extensão da vida útil de cabos de aço, software de gerenciamento de medição, aplicações de fotogrametria e digitalização 3D Lidar a laser e o papel da inteligência artificial na análise de corrosão.

Christopher J. Wiernicki , chairman, presidente e CEO da ABS, disse: “ A indústria offshore enfrenta um perfil de risco em evolução, com oportunidades de aprimorar protocolos e sistemas para lidar com esses riscos.

“ Com quase 60 por cento da frota operacional global de FPSOs classificados pela ABS, estamos empenhados em resolver esses problemas e garantir que a frota classificada com ABS continue a ser a frota mais segura e de melhor desempenho do mundo.

“ Os desafios em torno da manutenção e adequação estrutural de FPSOs antigos não são apenas uma preocupação de classe; em vez disso, é um desafio da indústria que requer o envolvimento e cooperação de todos os participantes da indústria ”.

Maria Ximenes, da Chevron Shipping, acrescentou: “ Proteger as pessoas e o meio ambiente, operar e executar com excelência e aplicar tecnologias inovadoras são a pedra angular do nosso negócio e é por isso que apoiamos totalmente esta iniciativa oportuna da ABS ”.

O ABS também desenvolveu suas regras, com um número significativo de alterações aplicáveis ​​aos FPSOs, tanto para unidades existentes quanto para novas instalações. Essas alterações de regra têm o objetivo de abordar muitos dos riscos relacionados ao envelhecimento dos FPSOs, tanto do ponto de vista de design quanto de manutenção.

“A segurança está na base de tudo o que fazemos na Shell e reconhecemos que existem oportunidades para abordar os riscos de forma proativa dentro da frota de FPSO. Estamos orgulhosos de trabalhar com a ABS e este grupo de líderes da indústria e do governo para desenvolver e implantar soluções reais para os desafios da segurança marítima neste setor ”, disse Karrie Trauth , vice-presidente sênior de transporte marítimo e marítimo da Shell.

É importante notar que um total de 55 unidades FPSO na frota global estão chegando ao fim de sua vida útil projetada nos próximos cinco anos, outras cinco já têm extensões de vida em vigor, com outras 19 atualmente sendo avaliadas para extensão de vida útil. Os esforços deste grupo de trabalho produzirão resultados que auxiliem na avaliação e aceitação potencial da extensão da vida.

“ A integridade estrutural é uma das nossas principais barreiras de segurança do processo e todos nós enfrentamos os mesmos desafios em unidades obsoletas. É de extrema importância e do interesse de todos compartilhar experiências, conhecimentos, ideias e concordarmos sobre a melhor forma de manter a integridade estrutural com segurança e eficiência. Portanto, estamos totalmente comprometidos em apoiar e participar desta iniciativa ”, afirma Ivar Houthuysen , diretor de integridade de ativos da SBM Offshore.

A ABS classificou a primeira embarcação FPSO em águas americanas em 1978 e continua a introduzir inovações em segurança com novas tecnologias que suportam FPSOs maiores e mais complexos operando em águas ultraprofundas e na região do pré-sal do Brasil.

Koichi Matsumiya , vice-CTO da Modec, disse: “ Devemos reconhecer que as instalações de produção offshore, que têm apenas 50 anos de história, não são idênticas aos navios, que já amadureceram por mais de 6.000 anos.

“ É importante aprender humildemente como manter a integridade de nossos FPSOs por longos períodos de design por meio de ‘tentativa e erro’ e incorporar continuamente novos aprendizados em FPSOs futuros, incluindo regras de classe “.

A Petrobras informa que a parada programada de 30 dias para manutenção da plataforma de Mexilhão e do gasoduto Rota 1, que escoa o gás natural produzido em Mexilhão e em outras plataformas do pré-sal e pós-sal da Bacia de Santos, será adiada em 14 dias, passando para 29 de agosto de 2021.

A postergação foi motivada pela ocorrência de parada emergencial não programada para reparar equipamentos da planta de processamento que recebe o gás natural oriundo do gasoduto Rota 2, o qual também escoa o gás natural produzido na Bacia de Santos. A operação é indispensável para assegurar o pleno funcionamento da Rota 2, o que garantirá o abastecimento do mercado durante a parada do gasoduto Rota 1.

Como se trata meramente de um ajuste de cronograma, estão preservadas as premissas de fornecimento e disponibilidade física de molécula de gás, permanecendo assegurado, portanto, o abastecimento do mercado, observadas as condições pactuadas nos contratos.

O novo cronograma trouxe um desdobramento que se mostra favorável ao mercado e ao setor elétrico do país, uma vez que resulta em uma redução do período em que haveria a imposição da restrição contratual na programação de gás para os clientes e, consequentemente, eventual majoração de custo em caso de retiradas de gás acima dos volumes programados e restritos. De acordo com os contratos, as paradas programadas da Petrobras podem durar no máximo 30 dias. Com a mudança, a Petrobras aplicará a restrição, se necessário, por apenas 16 dias, entre 29 de agosto e 13 de setembro. Dessa forma, no período entre 15 e 29 de agosto serão mantidas as condições normais dos contratos. As atividades da parada programada de Mexilhão e do gasoduto Rota 1 estão previstas para ocorrer até 28 de setembro.

O novo cronograma permitirá, ainda, um aumento na geração de energia elétrica a gás natural se comparado ao cenário anterior, em função da disponibilidade de gás para usinas, que fariam paradas programadas de forma concomitante com a parada da Rota 1, ou operariam com combustíveis alternativos.  Assim, foi reprogramada a parada da UTE Cubatão, de propriedade da Petrobras, além da confirmação de disponibilidade para o consumo de gás natural para geração de energia por mais 14 dias (entre 15 e 29 de agosto) das usinas Araucária, Linhares, Santa Cruz, William Arjona e Norte Fluminense.

Mapa das rotas de escoamento de gás (Rotas 1, 2 e 3)

Empresas brasileiras terão a oportunidade de fazer negócios, expor produtos e serviços e expandir suas soluções para mais de 100 países na maior feira de petróleo e gás do mundo, a Offshore Technology Conference (OTC). O evento acontece anualmente em Houston, no estado do Texas, nos Estados Unidos, entre os dias 16 e 19 de agosto. A presença das companhias brasileiras tornou-se possível graças ao apoio da Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (Apex-Brasil).

Este ano, a conferência acontece em formato híbrido, contando com atividades tanto presenciais quanto virtuais. Das mais de 30 empresas brasileiras que deverão participar do evento, 23 o farão presencialmente. Cada uma terá à sua disposição estandes individuais e uma área institucional, além do catálogo digital para a OTC 2021, o Brasil Business Match (BBM), organizados pela Apex-Brasil, oportunizará a prospecção e o agendamento de reuniões com players. O BBM é uma ferramenta digital que irá facilitar a prospecção e o agendamento de reuniões com players norte-americanos.

Para a Analista da Gerência de Indústria e Serviços da Apex-Brasil, Mariele Chirst, Houston é um importante centro mundial de decisões no setor de óleo e gás e congrega uma gama de prestadores de serviços e operadoras do setor, além de ser sede da OTC. “Desde 2006, apoiamos empresas brasileiras a participarem na OTC junto a parceiros do setor e, desde 2018, somos os principais responsáveis pelo Pavilhão Brasil na OTC”. Temos muitos casos de empresas que consolidaram diversas parcerias e concretizaram negócios por meio da feira, o que nos motiva a acreditar no potencial brasileiro para o setor e a oferecer cada vez mais oportunidades para que as empresas brasileiras mostrem ao mundo o que há de melhor na cadeia de suprimentos de petróleo e gás “made in Brasil”, explica.

O objetivo da OTC é proporcionar aos profissionais de energia um encontro para troca de ideias e de opiniões para o avanço do conhecimento científico e técnico para recursos offshore e questões ambientais. Na última edição do evento, realizada em 2019, mais de 60 mil pessoas passaram pelos pavilhões, que contaram com 2.300 expositores de mais de 40 países.

A Apex-Brasil lidera o Pavilhão Brasil, uma importante “vitrine” para as empresas brasileiras e instituições do setor desenvolverem parcerias internacionais, tanto no que se refere a novos negócios quanto para ampliar os investimentos no Brasil. O analista da Coordenação de Investimentos da Apex-Brasil, Carlos Eduardo Padilla Costa, explica que a representação do Brasil em feiras como a de Houston fortalece a imagem do País para a atração de investidores estrangeiros e o situa como um ator relevante para o setor.

“Este ano contaremos com empresas que apresentarão suas soluções inovadoras ao mundo, além de uma delegação liderada pelo Ministério das Minas e Energia, que fará contatos de alto nível para divulgar os leilões de petróleo e gás que ocorrerão no Brasil no segundo semestre de 2021”, destaca Padilla.

A startup de tecnologia em O&G The Insight participará pela primeira vez da feira de Houston, e a expectativa é que o evento seja a porta de entrada para a internacionalização. No mercado desde 2014, com foco nos mercados de O&G, Mineração e Energia, a empresa tem sede em Santa Catarina e uma filial no Rio de Janeiro. Investe seu conhecimento nas melhores soluções em Inteligência Artificial para O&G. “Nossa principal entrega é o aumento da eficiência e da economia”, explica o CEO da The Insight, Francisco Lisboa. “É uma satisfação e uma grande expectativa participar do pavilhão brasileiro da maior feira de O&G do mundo, por meio do apoio da Apex-Brasil, que está sempre atuante na intenção de oportunizar negócios de empresas brasileiras com outros países”, comemora. “Nosso planejamento prevê a internacionalização a partir de Houston. Vamos conhecer melhor a cidade, o estado do Texas e aumentar o relacionamento com o ambiente de O&G americano”, conta Lisboa.

Já o diretor executivo da Nova SMAR S/A, Ricardo Argolo, é um veterano na OTC, participa da feira de Houston desde 2019, e considera o evento uma vitrine de oportunidades para a exposição do portfólio de produtos, serviços e soluções tecnológicas para instrumentação, automação e controle. “O evento nos proporciona estar sempre visíveis e ao alcance do mercado. Por isso, temos dobrado a cada ano a nossa participação mundial neste segmento. Nossa presença na OTC 2021 é a continuidade de um trabalho que nos levará a um crescimento muito mais intenso nos próximos anos”, frisa Argolo.

Fundada em 1974, com sede em Sertãozinho (SP), atualmente, a marca possui 31 patentes nos Estados Unidos, exporta sensores, transmissores e outros instrumentos para controlar processos produtivos para mais de 54 países. A Nova SMAR S/A gera 280 empregos diretos, 30 deles dedicados à inovação. “A participação da SMAR na Offshore Technology Conference criou condições para firmar um contrato com uma grande empresa de petróleo na Argélia, na ordem de 3 milhões de dólares”, festeja.

As inscrições para a feira no pavilhão da Apex-Brasil se encerraram em fevereiro.

A Petrobras vai chegar ao final de 2022 com 25 contratos de áreas de petróleo e gás junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), frente aos 283 que possuía em 2019, informou o diretor de Exploração e Produção da estatal, Fernando Borges.

“A gente está comprometido com isso. Não teremos nenhum campo em terra e nem em águas rasas”, disse Borges em evento online promovido pela agência epbr.

A redução, de cerca de 90% no número de contratos da companhia, faz parte da estratégia de se concentrar em campos de alta produtividade, como nos campos gigantes do pré-sal. Somente quatro campos da região garantem 70% da produção total da companhia, informou.

Mas, segundo Borges, os blocos na Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, também estão no radar e podem repetir o sucesso obtido com a descoberta do pré-sal, em 2006.

“Do ponto de vista do Brasil, a fronteira com mais potencial é a margem equatorial águas profundas. É o mesmo potencial gerador que abastece a Venezuela de óleo, o mesmo das descobertas da Guiana, e até a descoberta na bacia Potiguar é o mesmo gerador. É uma área sub-explorada e a gente acredita muito ali”, afirmou.

Segundo ele, a previsão é de fazer entre 9 e 11 poços na Foz do Amazonas, em uma região onde a Guiana já fez descobertas e sinalizou que vai chegar a 2 milhões de barris de petróleo por dia em 2030.

A exploração na nova fronteira, porém, depende de licença ambiental, cuja demora já levou à desistência de dois sócios da Petrobras na área, BP e Total.
“Sem dúvida nenhuma, a gente não pode comprar uma área, atender todos os requisitos do processo de licenciamento e o órgão (Ibama) não permitir…é muito frustrante para uma companhia internacional que se prepara e não consegue atender os requisitos do licenciamento, a paciência acaba, como aconteceu no caso, perdemos dois sócios”, explicou.

Para ele, seria mais lógico a ANP licitar áreas com licenças ambientais já aprovadas, e cobrou rapidez na decisão do órgão ambiental para que se verifique se a Foz do Amazonas é uma nova fronteira de alta produtividade.
“Tem possibilidade de ter nova fronteira para a indústria de óleo e gás, mas tem que ser rápido”, alertou Borges, ressaltando que muitos na indústria preveem que o pico da demanda por petróleo já aconteceu e outros estimam que isso será em 2030.

Ele informou que a Petrobras já está conversando com a Guiana para realizar um contrato ambiental para eventual derrame de óleo, e que espera que o Ibama libere a licença o mais rápido possível.

Borges informou que apesar de se desfazer de blocos que não fazem mais sentido para a Petrobras, a estatal continuará buscando o crescimento da produção. Esta semana começa a produzir no campo de Sépia, parte do contrato de cessão onerosa, a partir da instalação da FPSO Carioca.

Outra exploração que vem sendo feita se refere à borda externa do Polígono do pré-sal, onde Borges tem encontrado mais gás do que petróleo.

“Não é uma repetição do pré-sal, está se revelando mais gás naquela região e pode ser uma futura província gasifica para o Brasil”, informou.

Além disso, segundo o diretor, a companhia continuará analisando os blocos oferecidos nos leilões do governo, que, segundo Borges, seriam mais atrativos se fossem apenas sob o regime de concessão e não de partilha. A estatal já informou que vai exercer, por exemplo, o direito de preferência no leilão do excedente da cessão onerosa de Atapu e Sépia, no pré-sal da bacia de Santos, marcado para 17 de dezembro deste ano.

A  Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou o acordo de coparticipação de Búzios, que regulará a coexistência do contrato de cessão onerosa e do contrato de partilha de produção do excedente da cessão onerosa para o campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos.

Após ajustes realizados nas estimativas de produção e tributos, o valor total da compensação que as partes do contrato de partilha de produção devem à parte do contrato de cessão onerosa (100% Petrobras) foi atualizado para US$ 29,0 bilhões, que será recuperado como custo em óleo pelos contratados.

Dessa maneira, o recebimento pela Petrobras da parcela das parceiras CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC) e CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC) da compensação, no valor de US$ 2,9 bilhões, deverá ocorrer até o final deste mês, para que o acordo esteja vigente em 01/09/2021.

A partir do início de vigência do acordo, a participação na jazida compartilhada de Búzios, incluindo a parcela do contrato de concessão BS-500 (100% Petrobras), será de 92,6594% da Petrobras e 3,6703% de cada um dos parceiros, já considerando o ajuste na estimativa de produção.

Presidente e diretores da Petrobras apresentam avanços no pré-sal brasileiro

A Petrobras terá lugar de destaque na Offshore Technology Conference (OTC) 2021, que será realizada entre os dias 16 e 19 de agosto, em Houston (EUA). No domingo (15/8), a companhia será premiada com o Distinguished Achievement Award for Companies, o principal prêmio da indústria mundial de petróleo e gás, em reconhecimento ao conjunto de inovações desenvolvidas para viabilizar a produção em Búzios, o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo, no pré-sal da Bacia de Santos. Esta será a quarta vez que a Petrobras ficará com essa distinção internacional, após ter recebido o prêmio em 1992 (inovações desenvolvidas para o campo de Marlim, na Bacia de Campo), 2001 (soluções para Roncador) e 2015 (conjunto de tecnologias criadas para o pré-sal).

Os avanços que levaram a Petrobras a receber essa premiação serão detalhados na sessão especial “Buzios Project: A Brazilian Pre-Salt Super Giant”, na segunda-feira (16/8), às 9h30 (horário local). Os gerentes gerais da companhia, Jaime Naveiro e Fernando Mendes, conduzem sete palestras com participação de outros profissionais da Petrobras, que explicarão as inovações aplicadas no desenvolvimento do campo, desde os reservatórios, poços, elevação e escoamento, até as tecnologias submarinas e de instalações de superfície. Entre elas, destaque para a apresentação “Buzios: The Largest Ultra-deepwater Oilfield To Date”, do gerente executivo de Búzios, Marcio Kahn.

A Petrobras é reconhecida mundialmente pelo domínio da tecnologia de produção de petróleo em alto mar com segurança, eficiência, menor custo e menos emissões. Esses temas farão parte de uma série de sessões técnicas e painéis com executivos da empresa. Na terça-feira (17/8), às 9h30 (horário local), o diretor de Desenvolvimento da Produção da companhia, João Henrique Rittershaussen, será um dos palestrantes sobre o tema “The Brazilian Pre-Salt Development”, que discutirá os planos, desafios e oportunidades do pré-sal brasileiro para as empresas que pretendem investir na área. Às 15h (horário local), será a vez de o Diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Roberto Ardenghy, abordar o tema “Developments in Brazil’s Energy Sector”. Às 16h (horário local), o painel “Sustainability, Innovation, and Digitalization” terá a presença do Diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Nicolas Simone, que abordará como a inovação e a tecnologia são capazes de apoiar a companhia a reduzir emissões e custos, além de aumentar a eficiência da produção. Na quarta-feira (18/8), o presidente da Petrobras Joaquim Silva e Luna e o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges, estarão no painel da Bratecc Offshore Breakfast 2021, evento paralelo que tem como tema “Navigating The New Decade Of Brazil O&G: An Ocean of Opportunities from Onshore to Offshore, Transfer of Rights and More”.

A programação completa da Offshore Technology Conference (OTC) 2021 pode ser acessada em https://2021.otcnet.org/technical-program-2021. O credenciamento de imprensa é realizado pela organização da conferência em https://2021.otcnet.org/press.

A Diretoria da ANP aprovou a submissão a consulta e audiência públicas da proposta de resolução para aperfeiçoar o Regulamento Técnico ANP nº 3/2015, que estabelece as normas para a aplicação dos recursos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) pelas empresas que atuam no setor de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil. A revisão tem como objetivo adaptar as regras para o momento atual, incluindo o fortalecimento da inovação no setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis.

As alterações previstas estão divididas em quatro eixos: energias renováveis/transição energética; novas ações para inovação/startups; inovação em micro/pequenas empresas; e redução de riscos/burocracia na regulação. A minuta de resolução será submetida a consulta pública de 45 dias, seguida de audiência pública.

A ANP tem a missão de estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias para o setor de petróleo, gás e biocombustíveis, com base na cláusula dos contratos celebrados entre a ANP e as empresas petrolíferas que estabelece a obrigação de realização de despesas qualificadas como PD&I. Nesse sentido, a cláusula determina a aplicação de percentual da receita bruta de campos de grande produção, segundo condições especificadas em cada contrato. A ANP é responsável pela análise, aprovação, acompanhamento e fiscalização da aplicação dos recursos oriundos da cláusula de PD&I.

A nova versão da resolução propõe maior clareza na elegibilidade de projetos de PD&I relacionados a energias renováveis e à transição energética, incluindo descarbonização, captura de CO2 e estudos de caracterização e proteção ambiental. Também será estabelecido trâmite processual prioritário para projetos e programas abrangidos pela Resolução CNPE nº 2/2021, que orienta a ANP e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a priorizarem a destinação dos recursos de PD&I em temas como: hidrogênio, biocombustíveis, armazenamento de energia e transformação digital, dentre outras medidas de aprimoramento.

A Diretoria da ANP aprovou a realização de consulta pública de 45 dias (a ser iniciada após publicação no Diário Oficial da União), seguida de audiência pública, sobre a regulamentação do novo modelo de comercialização de biodiesel em substituição aos leilões públicos, para atendimento do percentual de mistura obrigatória ao diesel de origem fóssil.

A minuta de resolução modifica a dinâmica de mercado e prevê modelo em que as distribuidoras compram o biodiesel diretamente dos produtores. A meta volumétrica compulsória individual de contratação será de 80% do contratado no bimestre anterior. Ou seja, as distribuidoras deverão adquirir pelo menos 80% do volume comprado no bimestre anterior.

Além de observar o atendimento da meta de biodiesel proveniente de produtores com Selo Biocombustível Social, o modelo apresenta maior previsibilidade e flexibilidade para lidar com desequilíbrios entre oferta e demanda de biodiesel e, adicionalmente, reduz os custos regulatórios.

O novo sistema de comercialização visa ao atendimento ao percentual obrigatório de adição de biodiesel ao diesel fóssil, previsto pela Lei nº 13.033/2014, e foi desenvolvido com base: 1) na proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos; 2) na garantia do suprimento de combustíveis em todo o território nacional; 3) na promoção da livre concorrência; 4) no incremento, em bases econômicas, sociais e ambientais, da participação dos biocombustíveis na matriz energética nacional; e 5) nos objetivos, fundamentos e princípios da Política Nacional de Biocombustíveis.

O novo formato deverá entrar em vigor até 1º de janeiro de 2022, conforme determina a Resolução nº 14/2020 do CNPE. Até o início do novo modelo de comercialização, seguirão sendo realizados os leilões públicos previstos na Resolução CNPE nº 5/2007.

A Diretoria da ANP aprovou o edital e os modelos dos contratos da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa (LVECO2). Os documentos, que passaram por consulta e audiência públicas, serão agora encaminhados para aprovação do Ministério de Minas e Energia (MME) e, em seguida, submetidos à apreciação do Tribunal de Contas da União (TCU).

A sessão pública de apresentação de ofertas da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa está prevista para 17 de dezembro e ofertará as áreas de Sépia e Atapu, localizadas dentro dos limites do Polígono do Pré-sal, na Bacia de Santos. As áreas serão ofertadas sob o regime de contratação de partilha da produção, conforme estabelecido pela Lei Federal nº 12.351/2010.

Nas rodadas realizadas sob esse regime, os bônus de assinatura são fixos e as licitantes vencedoras são as que oferecem maior percentual de volume excedente em óleo à União, a partir de valor mínimo definido em edital. No caso do segundo leilão do Excedente da Cessão Onerosa, os bônus de assinatura serão R$ 4,002 bilhões para Atapu e 7,138 bilhões para Sépia, enquanto os percentuais mínimos de excedente em óleo serão, respectivamente, 5,89% e 15,02%.

Histórico 

A cessão onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas de petróleo da União para a Petrobras. A Lei n.º 12.276/2010 concedeu à Petrobras o direito de extrair até cinco bilhões de barris de óleo equivalente (BOE, termo técnico usado  para converter um volume de gás natural com um volume de óleo) de áreas não concedidas localizadas no pré-sal, conforme detalhado no Contrato de Cessão Onerosa, firmado entre a União e a Petrobras.

Considerando a limitação legal quanto ao volume máximo a ser extraído no Contrato de Cessão Onerosa, equivalente a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris de petróleo equivalente, e tendo em vista a constatação da existência de volumes totais de petróleo recuperável excedentes a esse volume, em quatro campos petrolíferos contratados sob esse contrato, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a realizar a Rodada de Licitações de Partilha de Produção, especificamente para a viabilização de produção destes volumes excedentes aos contratados sob o regime de Cessão Onerosa em áreas do Pré-sal. O regime de Partilha de Produção é regido pela Lei n.º 12.351/2010.

Na primeira rodada, realizada em novembro de 2019, foram ofertados os direitos de exploração e produção sobre os volumes excedentes de petróleo de quatro áreas: Búzios, Itapu, Sépia e Atapu. Os dois primeiros foram arrematados, gerando arrecadação total de R$ 69,96 bilhões em bônus de assinatura. Quanto aos outros dois campos não arrematados na ocasião – Atapu e Sépia, que possuem área total de 386 km², estes serão o objeto de oferta nesta segunda rodada. A Petrobras manifestou interesse em exercer o direito de preferência nas duas áreas, com percentual de 30% em cada uma.

Foi realizada ontem (11/8) a cerimônia de assinatura da Medida Provisória (MP) que propõe alterações na Lei nº 9.478/1997, a Lei do Petróleo, permitindo que o produtor ou o importador possa, facultativamente, comercializar etanol hidratado diretamente com os postos de combustíveis, e que o transportador-revendedor-retalhista (TRR) possa comercializar etanol hidratado.

A MP também trata da flexibilização da tutela regulatória da fidelidade à bandeira, permitindo que o posto que opte por exibir a marca comercial do distribuidor, dito “bandeirado”, possa, alternativamente, comercializar combustíveis de outros fornecedores.

A ação está em linha com deliberações do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e estudos realizados pela ANP, com o objetivo de aumentar a concorrência, beneficiando o consumidor final.

Veja mais informações no site do Ministério de Minas e Energia