Autor: redacao

Análise da Firjan aponta que potencial é chegar ao fim deste ano no mesmo patamar de arrecadação de dezembro 2019, período pré-pandemia. Campos e Macaé já atingiram 68,85% do montante recebido em 2020.

O início do segundo semestre confirma as expectativas de crescimento na arrecadação de royalties de petróleo no estado do Rio de Janeiro, em especial a região da Bacia de Campos. Conforme análise da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), os municípios de Campos dos Goytacazes e Macaé, no Norte fluminense, alcançaram juntos, nos primeiros seis meses de 2021, 68,85% do montante arrecadado em 2020 – e 62,68% se comparado a 2019. Os dados são da Agência Nacional de Petróleo (ANP), que estima uma arrecadação neste ano superior até ao período pré-pandemia.

Os números da ANP apontam para um crescimento na produção do país, com a continuidade do protagonismo do Rio de Janeiro. Entre as principais razões da retomada dos royalties são os volumes de produção, a taxa de câmbio e a recuperação dos preços mundiais dos barris de petróleo. Depois de ficar abaixo de US$ 20 durante a pandemia, em 25 de junho deste ano chegou a US$ 76,45/barril – patamar acima do período pré-crise.

“É importante destacar que as estimativas da ANP consideram um preço médio de US$ 60 a US$ 62 o barril, um parâmetro mais conservador do que a realidade de hoje, o que indica que o aumento na arrecadação de royalties pode até superar as atuais estimativas. O barril pode superar os US$ 90 até o fim do ano, o que demonstra a recuperação do mercado frente à crise”, explica a gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Karine Fragoso.

Em Campos, por exemplo, foram arrecadados R$ 200,2 milhões em royalties nos primeiros seis meses deste ano – montante equivalente a 70,72% de todo o ano passado, e 54,92% dos valores de 2019. Já Macaé recebeu R$ 401,4 milhões em royalties no primeiro semestre deste ano – valor correspondente a 67,95% do total de 2020, e 67,42% de 2019. Em todo o estado, o montante já chega a 72,57% do arrecadado em 2019 – ou R$ 3,2 bilhões, com expectativa de passar dos R$ 7 bilhões até o fim deste ano.

“O aumento dos royalties chega em ótima hora, num momento em que a vacinação avança e a economia vem sendo retomada. Fatores que se somam para chegarmos em dezembro mais otimistas para os anos seguintes”, destaca o presidente da Firjan Norte Fluminense, Francisco Roberto de Siqueira.

Novo ciclo do petróleo

No horizonte de médio prazo, há ainda a expectativa de que novos campos e o aumento da atividade petrolífera reabasteçam ainda mais os cofres fluminenses. Até 2025, a previsão é de que o estado do Rio arrecade mais de R$ 75 bilhões em participações governamentais (royalties e participações especiais) – sendo R$ 18 bilhões divididos entre Campos, Macaé e Maricá. Só para se ter uma ideia, desde 2000 até o primeiro semestre deste ano, estes municípios receberam R$ 32 bilhões.

Além dos municípios avaliados pela federação, diversos foram os beneficiados com a arrecadação de royalties no estado, totalizando 92 municípios conforme levantamento feito junto à ANP para o mês de junho de 2021. Outro grande destaque nos últimos anos foi Niterói. Confrontante com campos de grande produtividade como Tupi, o município recebeu nos primeiros 6 meses de 2021, cerca de R$ 323 milhões em royalties. Já os municípios de Cabo Frio, Arraial do Cabo e Armação de Búzios, na Costa do Sol, receberam juntos R$ 284,9 milhões nos primeiros meses do ano.

A previsão do estado é de arrecadação crescente. Nessa visão sobre aumento das receitas de royalties e participações especiais, surge uma oportunidade para o estado trabalhar sua missão de melhorar o ambiente de negócios e atrair investimentos. Por isso, é tão importante o olhar para a equiparação das alíquotas de ICMS sobre os derivados de petróleo com os estados que fazem fronteira ao Rio de Janeiro.

No olhar mais amplo, o tratamento equiparado deve ser para todas as fontes de energia, no sentido de posicionar o Rio em condições de competitividade, criando boa sinalização de que o estado pode ser o parceiro da indústria na retomada econômica. Assim, a valorização da cultura industrial se traduz na valorização do agente que de fato cria o emprego e gera renda.

As razões para o otimismo são calcadas em novos investimentos que vêm se confirmando. Segundo levantamento feito pela gerência de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, cinco multinacionais preveem uma injeção de pelo menos R$ 13,2 bilhões na Bacia de Campos. Isso por conta do processo de desinvestimento da Petrobras, que resultaram no leilão de 17 campos de petróleo da região.

Somam-se a esses movimentos, o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), do Ministério de Minas e Energia (MME), busca criar mecanismos de incentivo para atrair diferentes empresas na exploração dos campos maduros, como é em sua maioria o caso da Bacia de Campos. Com infraestrutura instalada e reservatórios descobertos, os campos maduros oferecem oportunidade de acesso a volumes remanescentes de óleo e gás com investimentos menores – com potencial, portanto, de reanimar a exploração de petróleo na região.

Como resultado dos desinvestimentos da Petrobras, há também que se tratar as condições de entrada dos novos agentes nessas áreas. O estado do Rio de Janeiro precisa estar atento aos novos desafios associados a esse ambiente e fortalecer sua parceria com a indústria.

A sonda é a segunda a renovar contrato neste ano. Toda a frota da empresa segue com contratos ativos

A Norbe IX, uma das cinco sondas de perfuração em águas profundas da Ocyan, foi recontratada pela Petrobras, por um período de 1095 dias. O novo contrato de afretamento e serviços entra em vigor a partir do início da operação da unidade, previsto para o primeiro trimestre de 2022, alguns meses depois do encerramento do atual contrato da Norbe IX com a Petrobras, que teve duração de dez anos. Toda a frota da Ocyan, incluindo cinco sondas próprias e os dois FPSO da joint venture Altera&Ocyan, seguem com contratos ativos.

“A nova conquista consolida a excelência operacional da empresa que teve em 2020 um ano histórico com resultados excepcionais de performance e segurança. Temos construído uma trajetória de eficiência e maturidade na operação de sondas de perfuração no Brasil”, comemora Heitor Gioppo, vice-presidente da Unidade de Perfuração da Ocyan.

A Norbe IX é uma plataforma de perfuração com posicionamento dinâmico capaz de operar em lâmina d’água de até 3.048 metros e perfurar poços até 12.195 metros. A sonda foi construída em 2011 e apresenta operação em alto nível. Em 2020, teve destaque por ter alcançado a marca de 6 anos sem acidentes com afastamento a bordo em agosto do ano passado.

A sonda venceu a licitação para contratação de equipamentos com capacidade para operar em 3 mil metros de lâmina d’água em águas brasileiras.

Entre o final do atual contrato e o início do novo, a embarcação deverá passar por um período de manutenção e de adequação para atender às exigências deste novo contrato.

Liderança feminina

Duas das principais lideranças da Norbe IX, a Rig Manager, Clarisse Rodrigues, e uma das comandantes, Carla Malafaia, são pioneiras em suas respectivas posições no Brasil, ainda sendo minoria na indústria. Na equipe de mais de 170 integrantes da sonda, 12 mulheres se destacam por terem conseguido superar o estereótipo masculino do setor. Elas representam 6% do time, mas a Ocyan busca aumentar essa quantidade de mulheres a bordo nos próximos anos.

Terceiro contrato do ano

O novo contrato com a Norbe IX é a terceira conquista consecutiva da Ocyan em 2021. Em janeiro, a Norbe VIII, outra sonda da empresa, também foi recontratada pela Petrobras, na qualidade de operadora e representante do Consórcio de Libra (Petrobras, Shell, Total, CNODC e CNOOC), por um período de 425 dias a contar a partir do início da operação, previsto para julho de 2021. Em fevereiro, a vitória foi da área de Manutenção e Serviços Offshore, que venceu a licitação para manutenção das plataformas de Merluza e Mexilhão. Este contrato entrou em vigor no fim de fevereiro e tem validade de três anos, podendo ser renovado por mais dois. Para executá-lo, inicialmente serão mobilizados cerca de 220 integrantes para o projeto, no entanto, a previsão é de atingir um pico de contratações de até 700 profissionais para realização destes serviços, ainda neste ano.

Dados Técnicos Norbe IX

Lâmina d´água:  3.048 metros

Capacidade de perfuração: 12.195 metros

Modelo: DSME 3604

Classe: DNV

Comprimento: 238 metros

Altura da torre: 64 metros

Capacidade da torre: 2.000.000 lbs

Sistema de posicionamento dinâmico: DP3 Converteam (GE)

MPD Ready: 3.2 MM lb AFG

Acomodação: 180 POB

 

Podem participar estudantes de qualquer curso a partir do 4º período para atuarem no Rio de Janeiro e em Vila Velha

A Log-In Logística Intermodal, empresa 100% brasileira de soluções logísticas, movimentação portuária e navegação de cabotagem e longo curso, acaba de abrir inscrições para o Programa de Estágio 2021. Podem se candidatar estudantes que estejam cursando qualquer curso superior a partir do 4º período.

As vagas são para o Rio de Janeiro e Vila Velha (ES) e os estagiários serão alocados nas áreas de Produto, Operações, Controladoria, Frota, Suprimentos, Gestão, Novos Projetos e Desenvolvimento Organizacional. A carga horária será de seis horas diárias e o estagiário terá uma bolsa-auxílio no valor de R$ 1.200, além de benefícios como programa de apoio psicológico, orientação financeira e assistência jurídica, descontos em academias e atividades esportivas da plataforma Gympass, além de um dia de folga no mês de aniversário.

De acordo com a diretora de Gente, Cultura e Transformação Digital da Log-In Logística Intermodal, Andréa Simões, o programa este ano reforça um dos pilares que estão sendo construídos pela Log-In: a diversidade. “Acreditamos que valorizar diferentes ideias, em qualquer posição, torna o nosso time mais plural e impulsiona carreiras para um mercado de trabalho mais igualitário e transformador”, afirma Andréa.

Processo Seletivo

Os participantes podem se inscrever até o dia 18 de julho. O processo seletivo contará com quatro etapas online. O primeiro passo é a inscrição, que pode ser realizada por meio deste link Across.Jobs – Detalhes do Programa. Feito isto, os selecionados participarão de um teste de lógica, seguido por entrevistas e, por fim, um encontro com a diretoria responsável pela respectiva posição.

Para Andréa, o programa possibilita ainda encontrar pessoas que mostrem seu potencial através de suas histórias de vida e que se enquadrem no perfil da Log-In. “Queremos encontrar jovens com curiosidade empreendedora, espírito colaborativo, obstinação para resultados e que busquem, constantemente, qualificação e conhecimento”, finaliza Andréa.

Há dez anos, o Brasil vivia o auge de sua indústria naval, gerando milhares de empregos em diversas regiões, como a metade Sul do Rio Grande do Sul. O polo gaúcho trouxe trabalho e esperança de dias melhores. Naquele 2011, o Estaleiro Rio Grande era contratado para projetar, construir e comissionar oito cascos de plataformas flutuantes de produção, estocagem e expedição (FPSOs) para os campos do pré-sal.

Até 2016, três cascos foram entregues, um foi inteiramente fabricado (P-71) e outros dois mais se juntariam a esses até 2019, vindos da China e com nosso projeto e gerenciamento. No entanto, o país viu a implosão de sua indústria naval, com o cancelamento unilateral de contratos e falta de apoio da maior contratante, que preferiu enviar à Ásia grande parte do escopo remanescente e de novas encomendas, gerando lá os empregos que deveriam ser dos brasileiros.

Os números mostram, no entanto, não apenas a qualidade do trabalho feito em solo nacional, como também melhores resultados caso as decisões tivessem sido outras. Exemplo da P-66, que pouco mais de um ano após seu primeiro óleo excedeu a capacidade nominal de 150 mil barris diários de petróleo, chegando a 186,2 mil em setembro de 2018. Mesma situação se deu com a P-69 que, em dezembro de 2020, alcançou uma produção de 190 mil barris diários. Um orgulho para todo o país e sua engenharia.

Agora, vejamos a P-67: entre sua saída do Brasil rumo à China, enviada para integração e a geração do primeiro óleo, passaram-se 41 meses. Sendo conservador nos prazos e mesmo com os problemas enfrentados pelos estaleiros nacionais, é razoável dizer que a finalização do projeto duraria em torno de 24 meses. Assim, a manutenção do projeto no país teria rendido à Petrobras pelo menos um ano e meio de produção. Já a P-71, fabricada por nós e recontratada na China em 2018, poderia estar produzindo desde 2019, mas não entrou em operação até hoje e a estimativa é de que entre somente em 2023. Considerando uma média de US$ 68,26 por barril no mercado internacional, a plataforma poderia ter gerado mais de US$ 14 bilhões de receita à estatal.

Esses são apenas alguns resultados dos equívocos cometidos nos últimos anos. Os fatores econômicos, alardeados como único norteador na tomada de decisão pela própria Petrobras, mostram que o desmantelamento da indústria naval foi um erro crasso. Não somente a companhia poderia fortalecer sua produção, como isso beneficiaria todo o desenvolvimento econômico do país. Num canetaço, cinco mil empregos diretos e indiretos foram extintos em Rio Grande em dezembro de 2016, acabando com inúmeras cadeias produtivas.

O tempo é sempre o senhor da razão. No momento em que o Brasil vive a angústia do desemprego ainda crescente, é importante olhar para trás. Não com a nostalgia de tempos melhores, mas para evitar que erros de outrora sejam repetidos no presente e futuro, como foi feito com nossa indústria naval.

Ricardo Ávila é formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Rio Grande (FURG), atua há mais de dez anos com gestão de processos e equipes na indústria naval.

A EDP, TechnipFMC e outros parceiros de pesquisa estão unindo forças para desenvolver um estudo de engenharia conceitual e de viabilidade econômica para um novo sistema offshore para produção de hidrogênio verde a partir de energia eólica offshore, chamada de projeto Behyond. O estudo incluirá integração inovadora de equipamentos para produção e condicionamento de hidrogênio verde e infraestrutura que permita seu transporte até o litoral. O objetivo é criar um conceito único que possa ser padronizado e implementado em todo o mundo, permitindo a produção de hidrogênio em larga escala.

O Behyond reúne EDP e TechnipFMC com o centro de pesquisa CEiiA – Centro de Engenharia e Desenvolvimento, WavEC Offshore Renewables e a University of South-Eastern Norway (USN). O desenvolvimento conjunto permitirá que os parceiros do consórcio se posicionem na cadeia de valor do hidrogênio, desenvolvendo novos modelos de negócios e criando soluções de engenharia, novos produtos e serviços para o setor de hidrogênio em todo o mundo.

Este consórcio irá reforçar a cooperação entre Portugal e a Noruega e aumentar a competitividade de Portugal no crescimento da “economia azul”. O projeto Behyond foi selecionado para ser apoiado pelo Programa de Crescimento Azul do Mecanismo Financeiro do Espaço Econômico Europeu (EEA Grants).

A EDP, através da participação da EDP NEW e da EDP Inovação, é a coordenadora do projecto e a entidade responsável pela implementação de várias fases, nomeadamente a avaliação estratégica do mercado de vento para hidrogénio offshore, a definição de business cases viáveis e a tecnologia roteiro para atingir a maturidade comercial.

O hidrogénio é uma área estratégica no desenvolvimento global de energias limpas e na qual a EDP pretende investir a nível mundial.

O hidrogênio será fundamental para o futuro do setor de energia, descarbonizando setores que são difíceis de eletrificar e, ao mesmo tempo, mitigando os impactos técnicos e econômicos da energia renovável intermitente. Esses aspectos serão cruciais para atingir a meta social de emissão zero. De acordo com a Estratégia Europeia de Hidrogênio, a necessidade de produção de hidrogênio verde na Europa crescerá substancialmente e poderá representar 24% da demanda de energia em 2050, o que exigirá o desenvolvimento em larga escala de soluções de energias renováveis para a produção de hidrogênio, tanto doméstica quanto offshore . Nesse contexto, a produção de hidrogênio offshore tem despertado cada vez mais interesse como uma solução capaz de aproveitar recursos naturais, como o vento abundante em alto-mar.

A ANP realizou por videoconferência, o Workshop Nova Dosimetria de Pena em Processos Sancionadores da Medição da Produção. O objetivo do evento foi apresentar às empresas do setor de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural os novos critérios publicados pela Agência para graduar as sanções aplicadas em casos de autuações por irregularidades na medição da produção, bem como esclarecer possíveis dúvidas.

“A nova dosimetria trará maior clareza e segurança jurídica para os processos sancionadores relacionados à medição da produção, mantendo o objetivo principal punitivo-pedagógico dos processos sancionadores, mas sem gerar distorções ou provocar barreiras na indústria”, afirmou a Diretora da ANP Symone Araújo na abertura do evento.

A dosimetria da pena permite uma melhor gradação da sanção, seguindo os parâmetros já estabelecidos na Lei n° 9.847/99, como gravidade da infração, vantagem auferida, condição econômica do infrator e seus antecedentes.

Com a nova orientação, a ANP busca a simplificação e a uniformização nas regras, pois passam a ser usadas as mesmas fórmulas de cálculo da pena para todos os campos, terrestres ou marítimos.

A maior inovação é a apresentação de critérios atenuantes, que permitem a redução da pena. Entre esses critérios, estão, por exemplo, a confissão da irregularidade (comunicação espontânea) e a correção de volumes (recálculo) antes da decisão da ANP.

A nova norma permitirá também ampliar a diferenciação de valores de multas aplicadas em função dos volumes movimentados nas instalações, o que reduzirá distorções advindas, por exemplo, de campos marítimos de baixa produção.

Além disso, os antecedentes passam a ser analisados também de forma específica e não só de maneira genérica. Ou seja, quando a empresa já houver cometido infração da mesma natureza e na mesma instalação (específica), ela terá peso maior no cálculo da pena do que se tiver cometido infração de outro tipo e/ou em outra instalação anteriormente (genérica).

As novas regras foram publicadas pela ANP por meio de um documento intitulado Orientação de Julgamento (como determina a Resolução ANP nº 805/2019), através do Despacho Decisório nº 2/2021/NFP, de 21/05/2021, e valem para infrações cometidas a partir dessa data.

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 17/04/2020 e 24/11/2020, informa que assinou com a empresa 3R Petroleum Offshore S.A. (3R Offshore) contrato para a venda da totalidade de sua participação no campo de produção de Papa-Terra, localizado na Bacia de Campos.

O valor da venda é de US$ 105,6 milhões, sendo (a) US$ 6,0 milhões pagos na presente data; (b) US$ 9,6 milhões no fechamento da transação e (c) US$ 90,0 milhões em pagamentos contingentes previstos em contrato, relacionados a níveis de produção do ativo e preços futuros do petróleo. Os valores não consideram os ajustes devidos e o fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A venda do campo Papa-Terra faz parte da nossa gestão de portfólio, prática comum na indústria. “Ao realocar estrategicamente nossos investimentos, abrimos oportunidades para a diversificação na indústria de óleo e gás com novos investidores e trazendo resultados positivos para as empresas, para a indústria e sobretudo para a sociedade”, afirma Fernando Borges, diretor de Exploração & Produção.

“O surgimento e o fortalecimento de outros players fomentam o desenvolvimento da indústria de óleo e gás, além do estímulo nas economias regional e nacional por meio de diversos canais: impostos, investimentos, geração de emprego e renda, bem como o aquecimento e consolidação da cadeia de suprimento”, afirma Ricardo Savini, CEO da 3R Petroleum.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

Sobre o campo de Papa-Terra

O campo de Papa-Terra faz parte da concessão BC-20 e está localizado em lâmina d’água de 1.200 m. O campo iniciou sua operação em 2013 e sua produção média de óleo e gás em 2021, até junho, foi de 17,9 mil boe/dia, através de duas plataformas, P-61 do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e P-63 do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), onde é realizado o processamento de toda a produção.

A Petrobras é a operadora do campo, com 62,5% de participação, em parceria com a Chevron, que detém os 37,5% restantes.

Sobre a 3R Offshore

A 3R Offshore é uma empresa controlada pela 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. (3R Petroleum), companhia listada no Novo Mercado da bolsa brasileira, que possui, entre seus principais acionistas, fundos de investimentos geridos pela Starboard Asset Ltda. (Starboard).

A Petrobras informa que assinou com a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA) o Acordo de Coparticipação de Itapu, 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 Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos.

As negociações foram iniciadas logo após a licitação, ocorrida em 6 de novembro de 2019, em que a Petrobras adquiriu 100% dos direitos de exploração e produção do volume excedente da Cessão Onerosa do campo de Itapu. Em conjunto, Petrobras e PPSA definiram o Plano de Desenvolvimento do campo, estimativas de curva de produção e volumes recuperáveis, sendo assim alinhadas as seguintes participações:

As premissas de preços de óleo e gás, taxa de desconto e métricas de custos utilizadas foram estabelecidas na Portaria MME nº 213/2019. Dessa maneira, o valor da compensação total devida ao Contrato de Cessão Onerosa (100% Petrobras) pelo Contrato de Partilha de Produção é de aproximadamente US$ 1,274 bilhão, que será integralmente recuperado como Custo em Óleo pela Petrobras, como contratada.

A efetividade do Acordo está sujeita à aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A estimativa de compensação apresentada tem como base a data efetiva do Acordo em 01/09/21. Caso a data de aprovação por parte da ANP leve a outra data de início de efetividade, serão realizados os ajustes necessários.

O SIMME, Sindicato das Indústrias Mecânicas e de Material Elétrico do Município do Rio de Janeiro, promove no próximo dia 15 de julho, às 15 horas, em parceria com a Caixa uma live especial para troca de informações e esclarecimento de dúvidas sobre modalidades de financiamento. A ideia é orientar os gestores das empresas associadas sobre o PRONAMPE e outros programas de acesso ao crédito. O Superintendente da CAIXA RJ- NORTE, Gustavo Garrido, abrirá o evento. Em seguida, serão apresentadas as mudanças do PRONAMPE , FAMPE e as demais linhas de crédito disponíveis.

O SIMME, exercendo seu papel atuante em defesa da pequena e média indústria do Rio de Janeiro, oferece às associadas uma série de oportunidades para alavancar negócios e fazer novos investimentos. Acesse a live no link https://us02web.zoom.us/j/85151699611?pwd=akFianR2ZHJPMzFtWllBdk16NEtlUT09

 

A ANP publicou o relatório preliminar de Análise de Impacto Regulatório sobre Monitoramento dos Estoques de Combustíveis, estudo que visa à implantação de regras que permitirão à Agência receber, diariamente, informações sobre estoques de combustíveis no país.

A iniciativa tem por objetivo permitir que a ANP realize um monitoramento mais dinâmico do abastecimento de combustíveis, por meio do acompanhamento diário dos estoques e de informações relacionadas à oferta, demanda e fluxos logísticos, utilizando ferramenta de business intelligence como solução tecnológica de análise de dados. Dessa forma, a Agência poderá identificar determinadas situações de risco de desabastecimento com a devida antecedência, possibilitando que sejam adotadas medidas voltadas para a garantia do suprimento de combustíveis à população. Futuramente, será publicada resolução específica da ANP sobre o assunto, precedida de consulta e audiência públicas.

A medida da ANP atende ao cenário atual, em que a Petrobras, principal fornecedora de combustíveis do país, apresenta uma política de desinvestimentos, tornando ainda mais relevante que a Agência aperfeiçoe o monitoramento do abastecimento de combustíveis. Atualmente, a ANP recebe os dados relativos ao abastecimento de combustíveis com periodicidade mensal e defasagem de até 15 dias em relação ao fechamento do mês de referência.

Os agentes regulados responsáveis pelo envio dos dados diários serão os relacionados às atividades de produção, armazenamento e distribuição de combustíveis, que enviarão informações sobre os estoques de gasolina A, gasolina C (com adição de etanol anidro, vendida nos postos), GLP (gás de cozinha), óleo diesel A, óleo diesel B (com adição de biodiesel, vendido nos postos), óleo diesel marítimo, etanol hidratado (vendido nos postos), etanol anidro, biodiesel, óleo combustível, querosene de aviação (QAV) e gasolina de aviação (GAV).

A resolução que será publicada pela ANP incluirá os prazos de adequação às novas regras pelos agentes.

A proposta da ANP tem como base a Lei nº 9.478/97(Lei do Petróleo) que estabelece, como uma das atribuições da Agência, a garantia do suprimento de derivados de petróleo, gás natural e seus derivados, e de biocombustíveis, em todo o território nacional. A Resolução CNPE nº 12/2020 remete à Agência a função de estruturar ferramentas que contemplem dados e informações, em tempo real ou outra periodicidade aplicável, das atividades econômicas relacionadas ao abastecimento nacional de combustíveis.

A ANP discutirá o tema referente à Análise de Impacto Regulatório sobre Monitoramento dos Estoques de Combustíveis em workshop ainda a ser agendado.

Veja aqui o relatório (Nota técnica conjunta nº 14/2021/ANP)

Veja também a nota técnica complementar (Nota técnica conjunta complementar nº 16/2021/ANP)