Autor: redacao

A ANP manteve a fiscalização do mercado de abastecimento nacional mesmo com a pandemia de Covid-19. No primeiro semestre de 2020, foram realizadas 7.434 ações de fiscalização em todo o país, resultando em 1.161 autos de infração e 247 autos de interdição.

Os dados foram publicados no Boletim Fiscalização do Abastecimento em Notícias – 1º semestre de 2020, disponível na página Boletim Fiscalização do Abastecimento em Notícias. Também está disponível a base de dados utilizada na construção do boletim, com dados abertos.

A publicação apresenta o trabalho de fiscalização do abastecimento da Agência de janeiro a junho de 2020, com dados de ações, infrações e interdições detalhados por região, segmento dos agentes econômicos e tipos de infrações, além do tratamento dado às denúncias recebidas por meio da Ouvidoria da ANP.

A maior parte das ações de fiscalização (5.513) foi realizada em revendedores de combustíveis, seguidos dos revendedores de GLP (gás de cozinha) e distribuidores de combustíveis. Também foram fiscalizados agentes de todos os segmentos regulados pela ANP, como distribuidor de GLP, transportador-revendedor-retalhista (TRR), ponto de abastecimento, revendedor e distribuidor de combustíveis de aviação, produtor de etanol etc.

Autuações

As principais irregularidades que motivaram a emissão de autos de infração (autuações) foram: 1) não cumprir notificação da ANP (32,6%); 2) não apresentar documento de outorga (12,9%); 3) equipamentos ausentes ou em desacordo com a legislação (11,3%); 4) comercializar ou armazenar produto não conforme com a especificação (8,4%); 5) comercializar com vício de quantidade – “bomba baixa” (7,6%); 6) não prestar informações ao consumidor (6,7%); 7) adquirir ou destinar produto de/para fonte diversa da autorizada (4,8%); 8) não atender a normas de segurança (3,7%); 9) não apresentar ou apresentar em desacordo informações à ANP (2,2%); entre outros.

Interdições

Nesse período, foram lavrados pela fiscalização 247 autos de interdição, nos quais há registros de 278 fatos motivadores da interdição. Ressalta-se que um auto de infração poderá conter mais de um fato motivador da interdição. Dentre os 278 fatos motivadores de interdição, destacam-se as seguintes irregularidades: 117 registros por comercializar volume de combustível diverso do indicado na bomba medidora (42,1%); 59 registros por comercializar ou armazenar produto não conforme com a especificação (21,2%); 47 por não atender a normas de segurança (16,9%); e 39 por exercer atividade regulada sem autorização (14,0%) entre outros.

Nos casos de interdição, quando cessam as causas, o estabelecimento pode ser autorizado pela ANP a voltar a funcionar, mas continua respondendo ao processo administrativo iniciado com a autuação e sujeito às penalidades previstas em lei.

Autuações por qualidade

Foram realizadas 102 autuações por qualidade de combustíveis (comercializar ou armazenar produto não conforme com a especificação). Foi encontrada essa irregularidade em 1,4% do total das ações de fiscalização realizadas no país no primeiro semestre de 2020. Os principais problemas encontrados nesses casos foram: para gasolina, o percentual de etanol anidro (62,7%); para etanol combustível, massa específica a 20° C/Teor Alcoólico (76,3%); e, para óleo diesel, o teor de biodiesel (42,9%).

Autuações por quantidade

No período, a fiscalização lavrou ainda 122 autuações motivadas por bomba medidora com vício de quantidade, ou seja, entregando ao consumidor menos combustível do que o registrado. Foi encontrada essa irregularidade em 1,6% do total das ações de fiscalização.

Denúncias

O Boletim traz ainda dados sobre denúncias realizadas pela população à Central de Atendimento da Ouvidoria da ANP. No primeiro semestre de 2020, foram recebidas 7.568 denúncias relacionadas ao abastecimento de combustíveis, sendo 86% relativas à revenda varejista de combustíveis automotivos, 13% a revendas de gás de cozinha (GLP) e o restante, a outras atividades reguladas.

Desse total, 6.661 manifestações apresentaram informações completas, nas quais 4.679 estabelecimentos foram denunciados. A ANP analisou e atendeu as denúncias relativas a 4.156 (89%) estabelecimentos, sendo que as demais 523 (11%) se encontram em fase de planejamento.

As denúncias da população à Central de Atendimento da Ouvidoria da ANP podem ser feitas pelo telefone gratuito 0800 970 0267 ou pela página Fale conosco.

Diferença entre autuação e interdição

No caso de serem constatadas irregularidades nas ações de fiscalização, o agente econômico é autuado e, em alguns casos, como venda de combustível fora das especificações da ANP ou problemas de segurança, pode sofrer interdição cautelar (que dura até que comprove que as causas da interdição foram sanadas) e/ou apreensão de produtos.

A autuação realizada em campo dá início a um processo administrativo, durante o qual o agente tem assegurado por lei o direito ao contraditório e à ampla defesa. Após o julgamento definitivo do processo administrativo, caso a irregularidade seja comprovada, o estabelecimento recebe penalidade de acordo com a Lei 9.847/99. Entre as sanções previstas, está a multa, que pode chegar a R$ 5 milhões.

ANP

As duas empresas assinaram um Memorando de Entendimento (MOU) para tornar o hidrogênio verde uma opção financeiramente viável para clientes de todos os setores

A empresa de tecnologia global ABB e Hydrogen Optimized concordaram em explorar em conjunto o desenvolvimento de sistemas de produção de hidrogênio verde em grande escala conectados à rede elétrica para oferecer uma fonte de energia limpa, sustentável e acessível.

A Hydrogen Optimized tem ambições de usar sua tecnologia de eletrólise de água de alta corrente em escala para produzir hidrogênio verde para aplicações limpas emergentes em indústrias, incluindo química, utilidades e transporte. A equipe de pesquisa de hidrogênio da ABB explorará a otimização do fornecimento de energia elétrica por meio de projetos envolvendo sistemas retificadores de alta potência (HPR) da ABB.

Juntas, as empresas planejam provar que a tecnologia de eletrólise de água RuggedCell™ da Hydrogen Optimized pode ser usada para desenvolver uma solução de produto integrada com base em um conceito de projeto de planta de módulo único de 100 MW.

A ABB é uma fornecedora líder mundial de retificadores de alta potência para qualquer aplicação industrial, proporcionando máxima disponibilidade, maior produtividade e com alta prioridade na segurança do pessoal. Dentro de sua faixa HPR, os sistemas retificadores fornecem corrente DC na faixa de 5.000A a 550.000A, como unidades únicas ou múltiplas e, como tal, podem fornecer combinações de tensão e corrente quase ilimitadas e atender à maioria dos requisitos específicos da planta.

“A ABB é líder mundial em soluções de controle e eletrificação projetadas para processos eletroquímicos em grande escala”, disse Andrew T.B. Stuart, Presidente e CEO da Hydrogen Optimized. “Essa tecnologia é um excelente ajuste com nosso RuggedCell™ com patente pendente. Juntas, essas tecnologias criam uma redução contínua no custo de capital instalado conforme aumenta a escala do projeto de hidrogênio verde. ”

“Nosso trabalho conjunto estabelecerá as bases para tamanhos de usinas únicas de até centenas de MWs de faixa de potência de entrada. Demonstrar a escalabilidade desses dois componentes principais de uma instalação de eletrólise de água é vital para o hidrogênio verde econômico e estamos entusiasmados com os benefícios potenciais para os clientes.”

O MoU assinado pelas empresas formaliza o acordo para explorar a implementação de um sistema de demonstração, bem como a preparação de um projeto de planta de 100 MW e estratégias de comercialização.

“Este projeto aproveita nossos pontos fortes de construção de sistemas HPR grandes, altamente eficientes e personalizados, ampliando os limites do que é possível com uma unidade retificadora”, disse Charl Marais, Gerente de Produto Global, Indústrias de Processo, ABB. “Com base em nossos muitos anos de experiência no fornecimento de soluções de controle e sistema elétrico para indústrias eletroquímicas, entendemos que os sistemas HPR têm as características necessárias para uma implantação bem-sucedida de projetos em grande escala.”

“Essa colaboração aumenta a disponibilidade comercial e a viabilidade de sistemas de hidrogênio verde em grande escala. Há mais de dois anos exploramos esse tipo de projeto e as sinergias com o Hydrogen Optimized são muito evidentes. Temos uma visão clara e os resultados podem ser significativos.”

As aplicações que usam hidrogênio verde incluem fornecimento de combustível para transporte com emissão zero, produção de amônia e outras substâncias químicas com fontes não fósseis de hidrogênio e produção de metal verde com hidrogênio.

A Actemium e a Petrobras celebraram no mês de agosto um novo contrato para a realização da instalação de um permutador e suas interligações de processo, além de serviços relacionados de elétrica e de instrumentação no Módulo 06 (M-06) da plataforma P-76.

Serão processadas 17 toneladas de tubulações e estruturas metálicas, sendo cerca de 8 toneladas de tubulações em aço inoxidável duplex.

As atividades de montagem offshore das tubulações e das estruturas, assim como as interligações elétricas e de instrumentação, serão realizadas durante as etapas de pré-parada, parada e pós-parada de produção para manutenção da unidade marítima.

Redação

Gaslub é o novo nome dado lpela Petrobras ao Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj), que teve as obras paralisadas e agora está sendo adaptado para processar parte do gás natural que será produzido no pré-sal da Bacia de Santos.

Dessa integração devem sair três tipos de produtos, que utilizarão como matéria-prima também o petróleo do pré-sal: o diesel S-10, de consumo automotivo, derivados de baixo teor de enxofre, e lubrificantes de segunda geração. Ainda está sendo avaliada para o Gaslub a instalação de uma nova usina térmica de 1600 megawatts (MW) e consumo de gás natural de 6 milhões de m³ por dia a carga plena.

Petrobras

A Petrobras, em complemento ao comunicado divulgado em 10 de setembro de 2020, informa o resultado da oferta de recompra de títulos globais efetuada pela sua subsidiária integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF).

O pagamento aos investidores que tiveram seus títulos entregues e aceitos para recompra ocorrerá no dia 21 de setembro de 2020.

Como o montante total ofertado pelos investidores na oferta de recompra excedeu o limite de US$ 4 bilhões previamente estabelecido, o volume ofertado para alguns dos títulos não foi aceito, de acordo com os termos da oferta, de forma que o limite de US$ 4 bilhões fosse atendido.

Dessa forma, volume de principal validamente entregue pelos investidores, excluídos juros capitalizados e não pagos, foi de US$ 3.500.381.246,30, equivalentes, considerando as taxas de câmbio de US$ 1,1828/€ e US$ 1,2975/£, conforme o caso. Adicionalmente, há um montante equivalente a US$ 4.788.000,00 ainda sujeito à validação de acordo com os termos da operação.

 

(1) Inclui títulos detidos pela Petrobras ou suas afiliadas.
(2) Valores por US$1.000, €1.000 ou £1.000, conforme o caso.

Agência Petrobras

O presidente do Supremo Tribunal Federal (STF), Luiz Fux, decidiu retirar de análise em julgamento virtual um caso sobre a possibilidade de privatização de refinarias pela Petrobras sem aprovação legislativa, segundo informação do sistema de acompanhamento processual da corte.

Ainda não há previsão oficial para que o caso seja apreciado em Plenário, enquanto o julgamento virtual havia estabelecido data até 25 de setembro para uma decisão.

Mas a expectativa é de que o julgamento no plenário do Supremo ocorra ainda este ano, disse uma fonte próxima do presidente da corte, que falou sob a condição de anonimato.

“Aliás, a tendência é de que grandes casos sejam remetidos ao plenário físico”, acrescentou.

A retirada do processo do julgamento virtual ocorre após a Petrobras ter recebido três votos contrários às suas intenções de vender refinarias sem necessidade de aprovação do Congresso, dados pelos ministros Edson Fachin, o relator, Marco Aurélio Mello e Ricardo Lewandowski.

As discussões sobre as desestatizações ocorrem em momento em que a Petrobras tem processos avançados para venda de refinarias na Bahia e no Paraná, em meio a planos que envolvem a alienação de um total de oito ativos de refino.

Para a analista da XP Investimentos Débora Santos, especializada em Poder Judiciário, a decisão de Fux dará maior flexibilidade ao STF para apreciar o caso de forma definitiva e esclarecer os temos e alcance de sua decisão.

Ela avaliou, no entanto, que apesar dos votos iniciais desfavoráveis a Petrobras deve conseguir maioria de votos para seguir adiante com o desinvestimentos nas refinarias.

Isso porque, afirmou, o STF já assumiu no passado uma postura mais flexível para a venda de ativos que não sejam “estatais-mães”, com maioria de votos. “Essa linha deve continuar agora”, projetou.

O julgamento no STF começou após pedido das Mesas-Diretoras da Câmara dos Deputados, do Senado e do Congresso, que argumentaram que a eventual venda das refinarias iria contra uma decisão anterior do STF no ano passado, segundo a qual seria necessário aval do Congresso para a venda de ativos de uma empresa-matriz.

Agência Reuters

O novo marco regulatório do gás, aprovado pela Câmara dos Deputados (Projeto de Lei 6.407/2013) e que agora tramita no Senado Federal (Projeto de Lei 4476/2020), deve alavancar investimentos privados no setor no Brasil, afirma o advogado Mateus Klein, sócio do escritório Mateus e Felipe Klein Advogados. Segundo o especialista em infraestrutura e regulação, a aprovação da nova legislação possa acelerar inclusive o resgate do projeto de construção de usina térmica em Rio Grande, na Região Sul do RS, o que inclui a ampliação de gasodutos.

“O mercado do gás no Brasil pode envolver algo em torno de R$ 60 bilhões. Atualmente, o monopólio é da Petrobrás. O novo marco legal vai abrir esse mercado para investimentos privados, podendo inclusive viabilizar o investimento de R$ 3 bilhões em Rio Grande”, explica Mateus Klein.

A Nova Lei do Gás Natural prevê autorização em vez de concessão para exploração da atividade de transporte de gás natural e permite a estocagem em jazidas esgotadas de petróleo. Segundo o texto, a outorga de autorização para a construção ou ampliação de gasodutos deverá ocorrer após chamada pública a ser realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A mudança no regime de exploração de gasodutos é proposta sob a justificativa de tornar o processo mais simples que as atuais concessões (com leilões), impedir que uma empresa atue em várias etapas da produção e evitar a verticalização, quando transportadores, produtores e comercializadores da cadeia do gás formam sociedades.

Ainda conforme o especialista Mateus Klein, o gás natural no Brasil é caro. Na comparação com outros países, de US$ 12 a US$ 14 por milhões de BTUs (unidade térmica britânica, na sigla em inglês). Nos EUA o preço é de aproximadamente US$ 3 e em países da Europa, US$ 7. O combustível é matéria-prima de segmentos como siderurgia, vidros e fertilizantes e ainda move usinas geradoras de energia elétrica.

Térmica em Rio Grande

Quando foi planejado, no final da primeira década dos anos 2000, o projeto previa investimento de até R$ 3 bilhões em uma usina térmica e em uma estação de regaseificação em Rio Grande. O principal argumento para tentar evitar que o projeto naufragasse era a mudança de mãos no controle do projeto, de uma empresa de engenharia gaúcha para um grupo espanhol. Com a mudança legislativa, os investimentos privados poderão sair do papel.

Redação

O município de Santana do Paraíso, em Minas Gerais, na região Metropolitana do Vale do Aço, passa a contar com uma usina de biogás no modelo de Geração Distribuída (GD), usado para referenciar a energia gerada através de fonte renovável de pequeno porte, próxima do local de consumo.

Instalada e operada pela ENC Energy Brasil, a usina contou com investimentos de aproximadamente R$ 6 milhões e, nessa primeira fase, tem um motor com capacidade de geração de 1MW, localizado no aterro sanitário CTR Vale do Aço. A energia é gerada a partir do biogás proveniente da decomposição do lixo orgânico. O biogás é uma mistura de gás metano e gás carbônico, gerado a partir da decomposição dos resíduos orgânicos na ausência do oxigênio.

Transformar esse gás em energia é um grande benefício para o meio ambiente, pois o metano causa um impacto 25 vezes maior no aquecimento global do que o gás carbônico queimado no processo de geração de energia elétrica. O processo de transformação do gás em energia também reduz o odor do metano nas proximidades. Além desses benefícios, a queima e a geração de energia a partir do biogás geram créditos de carbono que podem ser vendidos para empresas comprometidas com o meio ambiente e interessadas em reduzir suas emissões de carbono.

A usina já está em funcionamento e sua a gestão comercial será feita pela Órigo, parceira da ENC Energy em outros empreendimentos, e focará em atender os consumidores de pequeno porte, base da pirâmide social.

“Já estamos investindo no mercado de Geração Distribuída em todo o país, e agora é uma satisfação iniciar a operação em Minas Gerais, ajudando os consumidores a terem acesso à uma energia limpa” ressalta Igor Urasaki, Diretor Comercial da ENC Energy Brasil.

“É com grande satisfação que iniciamos esta parceria com a ENC em Minas Gerais para ajudar a levar ainda mais energia limpa para os consumidores de menor porte, que mais precisam de economia”, afirma Rodolfo Molinari, Diretor Geral da Órigo

Está previsto o desenvolvimento de uma segunda etapa do empreendimento, com acionamento de mais 1 motor de 1 MW, em 2021.

A ENC Energy mantém contratos com aterros sanitários privados, devidamente licenciados pela legislação ambiental brasileira.

A experiência da ENC Energy com esse modelo de geração de energia mostra que o Brasil tem grande potencial para expansão da tecnologia de biogás. “As fontes renováveis já são uma fatia importante da matriz energética brasileira. A tendência é que isso cresça, pois a forma como o lixo é armazenado no Brasil permite que o biogás seja amplamente explorado. Ou seja, além dos benefícios ambientais, o impacto social positivo que essa cadeia gera é enorme”, afirma Carla Bernardes, Diretora Financeira da Companhia.

Sobre a ENC Brasil

Criada em 2012, a subsidiária brasileira da ENC Energy tem como acionistas a empresa portuguesa ENC Energy e o fundo GEF Capital Partners. A empresa já atua no Maranhão, no Rio de Janeiro, no Paraná, em São Paulo, em Pernambuco, além de Minas Gerais onde a empresa já possui uma usina de 4,3 MW em Juiz de Fora desde 2013.

Sobre a Órigo Energia

A Órigo Energia, empresa líder em geração distribuída, é uma das companhias pioneiras do setor no Brasil, em atividade desde 2010. A Órigo tem o objetivo de massificar e democratizar a energia renovável no país, como foco em prover soluções para clientes de pequeno porte, na base da pirâmide social.

A companhia participa ativamente das principais discussões setoriais e incentiva medidas que possam tornar a energia renovável uma alternativa simples e acessível para todos os brasileiros. Em 2019, a Órigo obteve o certificado internacional de Empresa B pelo comprometimento com o impacto social e ambiental através do seu modelo de negócio e ganhou reconhecimento no Prêmio Eco pela atuação com as fazendas solares.

Redação

A Petrobras lançou dois programas que visam preparar suas atividades de refino e gás natural para um mercado aberto, competitivo e em transição para economia de baixo carbono. O Biorefino 2030 prevê projetos para a produção de uma nova geração de combustíveis, mais modernos e sustentáveis que os atuais como, por exemplo, o diesel renovável e o bioquerosene de aviação. Ainda na área de refino, a companhia pretende reduzir em 30% a captação de água em suas refinarias e em 16% a intensidade do carbono do segmento até 2025.

“Queremos trazer produtos renováveis para o nosso parque de refino, nos negócios em que temos expertise e que geram valor para a companhia. Por isso, focaremos num parque de refino de excelência, produzindo com alta eficiência energética e preparado para competir e gerar produtos mais modernos, com inovações tecnológicas que trazem ganhos em termos de redução de emissões não só nas nossas operações, mas em toda a cadeia de valor”, destaca a diretora de Refino e Gás Natural da Petrobras, Anelise Lara.

O diesel renovável é um biocombustível avançado, produzido a partir de óleos vegetais e com a mesma estrutura do óleo diesel convencional. Esse novo combustível reduz em 70% a emissão de gases de efeito estufa se comparado ao óleo diesel mineral e 15% em relação ao biodiesel éster. É isento de contaminantes e não causa danos aos motores, aumentando, na prática, a vida útil dos veículos e reduzindo o custo dos transportes. Sua comercialização no Brasil como biocombustível depende ainda de regulamentação da ANP.

O BioQAv ou bioquerosene de aviação será utilizado no mundo para a redução das emissões de gases de efeito estufa. Essa é uma resolução da Organização da Aviação Civil Internacional (OACI) e o Brasil deverá utilizá-lo obrigatoriamente a partir de 2027. O processo de produção do BioQAv por hidrogenação utiliza as mesmas matérias primas necessárias para a produção do diesel renovável. As unidades industriais que produzem o BioQAv têm como coproduto o diesel renovável (HVO). Desta forma, se por um lado a produção de BioQAv pode ser estimulada pela do diesel renovável, por outro, pode aumentar a competitividade de ambos os produtos.

A Petrobras também prevê investimentos para o aumento da produção de diesel S-10, de baixo teor de enxofre, em detrimento do diesel S-500. Para isso, serão realizadas modernizações em unidades da Reduc, em Duque de Caxias-RJ, e da Revap, em São José dos Campos-SP. Também será construída uma nova unidade de hidrotratamento de diesel na Replan. Outra iniciativa em estudo é a integração da Reduc com o Gaslub Itaboraí, que permitirá a produção de lubrificantes de alta qualidade, de nível tecnológico mais avançado.

Transformação Digital

A Petrobras começou a implementar projetos de inteligência artificial nas refinarias como, por exemplo, o Digital Twins (gêmeos digitais). Trata-se de uma representação rigorosa e integrada dos processos de uma refinaria, desde a entrada de petróleo até a saída de derivados especificados. São utilizados simuladores, que permitem explorar as condições operacionais ótimas que levam à máxima rentabilidade dos ativos e, dessa forma, otimizar a produção em tempo real. Também contribui para as atividades de segurança e manutenção. A nova tecnologia já permitiu ganhos de cerca de US$ 100 milhões em receita para as refinarias da Petrobras somente em 2020.

Outras ferramentas digitais também são utilizadas pela companhia nas suas unidades termelétricas e de processamento de gás: “data lake”; especialista de dados; armazenamento em nuvem e inteligência artificial (IA), o “Trip Detector” que através da análise dos parâmetros operacionais dos equipamentos e cruzamento com banco de dados de eventos, faz a predição em tempo real da probabilidade de eventos de desligamento (trip) permitindo ao operador evitá-los. Além disso, a companhia também passou a utilizar nas termelétricas o “Smart Alarm” que é um sistema de filtro inteligente de alarmes e indicação de falhas, que consolida em uma única interface as informações da falha e auxilia o operador com rapidez e assertividade na tomada de decisão em tempo real, aumentando a confiabilidade, disponibilidade e segurança de processo e dos colaboradores das unidades. Está solução será escalável para outras plantas industriais da companhia.

Gás +

Outra iniciativa é o Gas+, programa que visa implantar ações que aumentam a competitividade da Petrobras no segmento de gás natural. Estão previstas novas modalidades de comercialização e segmentação de produtos, bem como a prestação de serviços de processamento de gás em suas Unidades de Tratamento e o uso de ferramentas como contratos digitais e vendas por meio de plataformas automatizadas. O objetivo é propiciar mais satisfação e fidelizar o cliente da Petrobras.

A companhia também está ampliando a capacidade operacional do terminal de regaseificação de gás natural liquefeito da Baía de Guanabara (TR-BGUA) de 20 para 30 MM m³/dia. Adicionalmente, com a entrada em operação do gasoduto Rota 3, será possível escoar até 44 MM m³/dia de gás natural do pré-sal. A companhia também está implementando o projeto de adequação da UTGCA (Unidade de Caragutatuba) para capacitá-la a processar até 10 MM m³/dia de gás do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos, sem necessidade de mistura com gás do Pós-Sal.

Na área de geração termoelétrica, o foco da companhia está em ativos de alta performance. Para isso, está realizando a modernização dos ativos existentes para melhoria da eficiência energética e redução de emissões, como também, realizando pesquisas com novas turbinas de CO2 em ciclo combinado, aumentando a geração de energia sem captação de água e sem impacto nas emissões. A companhia também está em fase inicial de estudos de um projeto de nova termelétrica de alta eficiência e integrada ao Polo Gaslub.

“A gestão ativa de portfolio que temos empreendido ao longo dos últimos anos vai nos permitir manter um parque de refino e um parque térmico de alta performance e resiliente à volatilidade do mercado de óleo e gás mundial, com alta capacidade de geração de valor para nossos acionistas, incluindo a sociedade brasileira”, conclui a diretora Anelise Lara.

Agência Petrobras