Alerta

• 17 janeiro 2022
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Boletim Informativo de Petróleo e Gás de Dezembro de 2021

Destacamos, nesta edição, as principais decisões da ANP, os desdobramentos das Rodadas da ANP, os destaques do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis e as novas normas relevantes publicadas em dezembro de 2021:

I.      Decisões da Diretoria da ANP 

ANP publica Resolução que altera regras sobre nominação de áreas. Em 13.12.2021, a ANP publicou a Resolução nº 861/2021, que alterou as regras relativas à nominação de áreas para inclusão em rodadas. A nova resolução incluiu a possibilidade de pessoas jurídicas constituídas sob leis estrangeiras participarem do processo.  No processo de nominação, as empresas podem sugerir áreas de exploração e produção de petróleo e gás de seu interesse para estudo da ANP, a fim de incluí-las futuramente em uma rodada de licitação ou na Oferta Permanente.

Prorrogação de Prazo – Campo de Rio Itariri. Em 02.12.2021, a Diretoria da ANP aprovou o pleito da Petrobras, operadora do campo de Rio Itariri (Bacia do Recôncavo), para prorrogação da Fase de Produção do respectivo contrato de concessão por 21 anos, até 2046. A decisão teve como base os investimentos previstos pela Petrobras, no valor de US$14,57 milhões, resultando em uma produção adicional de 2,65 MMbbl de óleo. Ressaltou-se, ainda, que o valor dos investimentos supera o valor da desativação do campo, correspondente a US$7,31 milhões.

Prorrogação de Prazo – Campo de Monte Alegre. Em 02.12.2021, a Diretoria da ANP aprovou o pleito da Petrobras, operadora do campo de Monte Alegre (Bacia Potiguar), para prorrogação da Fase de Produção do respectivo contrato de concessão por 09 anos, até 2034. A decisão teve como base os investimentos previstos pela Petrobras, no valor de US$39,52 milhões, resultando em uma produção adicional de 1,594 MMbbl de óleo. Ressaltou-se, ainda, que o valor dos investimentos supera o valor da desativação do campo, correspondente a US$19,85 milhões. Ademais, foi concedida redução da alíquota de royalties para 5%, sobre a produção incremental do campo.

Garantias de Descomissionamento do Polo Cricaré. Em 02.12.2021, a Diretoria da ANP aprovou o pleito da Karavan Seacrest SPE Cricaré para constituição das garantias de descomissionamento para os 27 campos do Polo Cricaré, dentre as modalidades aprovadas estão: carta de crédito, seguro garantia ou fundo de provisionamento, garantia corporativa e penhor de petróleo e gás natural. As garantias de descomissionamento são decorrentes da cessão da participação da Petrobras no Polo supracitado.

Acordo de Individualização da Produção da Jazida Compartilhada de Mero. Em 09.12.2021, a Diretoria da ANP aprovou o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da Jazida Compartilhada de Mero e da área não contratada adjacente (Bacia de Santos). Celebraram o AIP: Petrobras (38,6% – Operadora), Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNODC (9,65%), CNOOC (9,65%) e Pré-Sal Petróleo – PPSA (3,5%).

O AIP é celebrado nas situações em que as jazidas se estendem para além das áreas concedidas ou contratadas, nos termos da Resolução ANP  nº 25/2013. Por sua vez, o Plano de Desenvolvimento da jazida compartilhada, requisito indispensável do AIP, foi aprovado com condicionantes de ordem técnica, quais sejam:

• apresentação, até o dia 31 de dezembro, da decisão e do cronograma de implantação dos equipamentos Hisep (separação em alta pressão) em cada um dos quatro módulos do campo;
• atualização quanto à viabilidade técnica e econômica dos cenários para aproveitamento de gás, incluindo a instalação de Hub para tratamento e exportação do gás produzido;
• inclusão de outras formas de aproveitamento de gás disponível até 2025;

Em resumo, o Plano de Desenvolvimento de Mero prevê investimentos da ordem de US$ 15,3 bilhões, com a perfuração de 65 poços sendo 32 perfurações e completações de poços produtores e outras 33 perfurações e completações de injetores de água/gás (WAG). A desativação do campo foi avaliada em US$ 1,1 bilhão.

Acordo de Individualização da Produção da Jazida Compartilhada de Bacalhau e Bacalhau Norte. Em 09.12.2021, a Diretoria da ANP aprovou o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da Jazida Compartilhada de Bacalhau e Bacalhau Norte (Bacia de Santos), assinado pela Equinor Brasil (Operadora), ExxonMobil, Petrogal Brasil e Pré-Sal Petróleo (PPSA), os consórcios dos dois contratos têm idêntica composição, assim as participações na jazida compartilhada foram definidas em 48% para o Contrato de Concessão de Bacalhau e 52% para o Contrato de Partilha de Bacalhau Norte.

Primeiras reduções da alíquota de royalties para empresas de médio e pequeno porte. Em dezembro de 2021, a Diretoria da ANP aprovou os primeiros pedidos de redução da alíquota de royalties de campos operados por empresas de pequeno ou médio porte, nos termos da Resolução ANP nº 853/2021. No total, 46 campos foram beneficiados. A alíquota foi reduzida para 5% em campos operados por empresas de pequeno porte. Já para a empresa de médio porte a alíquota foi reduzida para 7,5%.

As empresas de pequeno porte beneficiadas foram a Petrom, Energizzi, Imetame Energia Lagoa Parda Ltda e Imetame Energia Ltda. Já a Potiguar E&P e Maha Energy, foram consideradas empresas de médio porte. Para os fins da redução da alíquota de royalties, consideram-se como de pequeno ou médio porte as empresas enquadradas como tal nos termos da Resolução ANP nº 32/2014. As empresas devem estar adimplentes com as obrigações relativas às participações governamentais e de terceiros, bem como apresentar regularidade fiscal e trabalhista.

Nova Resolução amplia prazo para celebração de TAC. Em 17.12.2021, a ANP publicou a Resolução nº 862/2021, que altera o marco temporal da contagem do prazo para a apresentação de requerimento para celebração de proposta de TAC para os processos sancionadores em curso na data da publicação da Resolução ANP nº 848/2021. Atendendo às disposições da Resolução CNPE nº 13/2021, o prazo será ampliado, passando a ser de 180 dias, a contar da publicação da nova resolução da ANP.

Revisão de regras sobre emissão de CBIOs nas vendas de etanol hidratado. Em 21.12.2021, a ANP publicou a Resolução nº 863/2021, que inclui as operações de comercialização de etanol hidratado com revendedor varejista de combustíveis e TRR no rol de operações geradoras de lastro para emissão de CBIO.   A revisão foi necessária devido à autorização de comercialização (venda direta) por produtor, importador, cooperativa e empresa comercializadora de etanol hidratado para revendedor varejista de combustíveis e transportador-revendedor-retalhista (TRR), estabelecida pelas Medidas Provisórias nº 1.063/2021 e nº 1.069/2021 e, posteriormente, pela Resolução ANP nº 855/2021.

II.      Cessão de Contratos de E&P

Destacamos as seguintes cessões que foram aprovadas pela Diretoria da ANP:

III.      Rodadas

17ª Rodada 

Resultado da 17ª Rodada homologado. Em 02.12.2021, a Diretoria da ANP homologou o resultado da 17ª Rodada de Licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, realizada em 07.10.2021. Foram arrematados 5 blocos, localizados na Bacia de Santos, com previsão de investimentos de, pelo menos, R$ 136.345.000,00 nos primeiros 7 anos dos contratos.  Para assinatura dos contratos de concessão, as licitantes vencedoras ou as afiliadas por elas indicadas deverão apresentar documentos de assinatura e garantias, bem como comprovar o pagamento do bônus de assinatura.

Oferta Permanente

Pré-Sal na Oferta Permanente. Em 09.12.2021, o CNPE publicou a Resolução nº 26/2021, que autorizou a licitação dos seguintes blocos do pré-sal no Sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção, e aprovou os parâmetros técnicos e econômicos do certame: Esmeralda, Água Marinha, Ágata, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Norte de Brava, Sudoeste de Sagitário, Itaimbezinho, Turmalina, Jade e Tupinambá, e.

Cessão Onerosa

Sépia e Atapu arrematadas. Em 17.12.2021, a ANP realizou a sessão pública de ofertas da 2ª Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa e os 2 campos ofertados, Sépia e Atapu (ambos na Bacia de Santos), foram arrematados. Foram arrecadados R$ 11,14 bilhões em bônus de assinatura (R$ 7,138 bilhões para Sépia e R$ 4,002 bilhões para Atapu). Já os percentuais de excedente em óleo para a União foram de 37,43% para Sépia (com um ágio de 149,20%). e 31,68% para Atapu (com ágio de 437,86%). O consórcio vencedor para explorar a área de Sépia é formado pela Petrobras (30% – Operadora); TotalEnergies EP (28%); Petronas (21%); e QP Brasil (21%). Para Atapu, o vencedor foi o consórcio composto por Petrobras (52,5% – Operadora); Shell Brasil (25%); e TotalEnergies EP (22,5%).

IV.      Destaques do Setor de Gás Natural

Conselheira do CADE vota favoravelmente pela atuação da Petrobras como cliente da Excelerate no TR-BA. Acompanhando o entendimento manifestado pela Procuradoria do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), a Conselheira assinou voto, em 30 de novembro de 2021, em favor da concessão de autorização excepcional para importação de GNL pela Petrobras e atuação como cliente da Excelerate no Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA). De acordo com a Conselheira, não existiriam violações em face às obrigações da Petrobras no âmbito do Termo de Compromisso de Cessação de Prática firmado entre CADE e Petrobras, em 8 de julho de 2019 (TCC do Gás), e tal decisão, apesar de possivelmente atrasar em um primeiro momento o processo de abertura do mercado de gás, pode amortecer o impacto inflacionário sobre os preços, tendo em vista o atual cenário global de escassez e alta de preços do insumo.

Novos carregadores no sistema de transporte da TAG para 2022. A partir de 1° de janeiro de 2022, Proquigel, PetroRecôncavo e suas subsidiárias Potiguar E&P e SPE Miranga, Origem Energia, Shell, Equinor, Compass e Galp se unem à Petrobras como carregadores no sistema de transporte de gás natural da TAG para o ano de 2022. A contratação da capacidade disponibilizada pela Petrobras (mediante celebração com a TAG, em 22 de dezembro de 2021, de acordo para redução de flexibilidade em seus contratos legados de transporte firme de gás) se deu por meio de novos contratos extraordinários de transporte de gás (com vigência de um ano) celebrados entre TAG e os novos carregadores. A capacidade de tais contratos soma 11,7 milhões de m³/dia, sendo 5,1 milhões de m³/dia de entrada e 6,6 milhões de m³/dia de saída, e as respectivas tarifas foram aprovadas pela ANP em outubro de 2021. Vale notar que os referidos contratos extraordinários poderão ser substituídos por contratos firmes após a realização de chamada pública.

Petrobras sagrou-se vencedora da chamada pública extraordinária realizada pela TBG para 2022. A companhia foi a vencedora (e única participante) da chamada pública extraordinária realizada pela TBG, em 17 de dezembro de 2021, para contratação de capacidade firme anual para o ano de 2022, arrematando todos os pontos de entrada e zonas de saída ofertados (capacidade de transporte de 36 mil m³/dia no total).

ANP recomenda ao CADE vetar a aquisição da Gaspetro pela Compass. Em nota técnica enviada em 15 de dezembro de 2021 e reenviada dois dias depois, a Agência recomendou ao CADE que vete a aquisição da Gaspetro pela Compass e que a Petrobras abra um novo processo para venda de sua participação na companhia. De acordo com a ANP, a conclusão da operação na forma proposta estaria em dissonância com o disposto no TCC do Gás e a Petrobras deveria permitir que os interessados apresentem ofertas em separado por cada uma das concessionárias estaduais detidas pela Gaspetro, resultando em um formato mais propício à competição. O prazo sugerido pela Agência para a conclusão de tal processo de alienação seria até 30 de julho de 2022. Caso o CADE opte por aprovar a venda da Gaspetro, a ANP sugere alternativamente que a Compass seja obrigada a vender as distribuidoras estaduais cujo poder de compra seja superior a determinado limiar no mercado relevante definido pela autoridade antitruste, e que a Compass assuma o compromisso de atuar como investidor passivo da Gaspetro, abrindo mão de eleger membros para o conselho de administração ou diretoria ou exercer influência significativa sobre as atividades da companhia.

ATGÁS faz novo pedido à ANP pela paralisação do Subida da Serra. A ATGÁS, associação que representa as transportadoras de gás natural, fez um novo pedido à ANP pela paralisação das obras do gasoduto Subida da Serra, projeto da Comgás, distribuidora do grupo Cosan.

PetroReconcavo assina contrato com a PBGás. Em 13 de dezembro de 2021, a Potiguar E&P, subsidiária da PetroReconcavo, assinou contrato de suprimento de gás natural com a Companhia Paraibana de Gás (PBGás). A companhia e a Shell venceram a chamada pública realizada pela distribuidora para fornecimento de gás em 2022 e 2023.

Petrobras vence chamada pública da ES Gás. A Petrobras sagrou-se vencedora da chamada pública da ES Gás para o suprimento de gás no estado do Espírito Santo a partir de 1º de janeiro de 2022. A petroleira foi a única dentre as 8 empresas participantes a cumprir todos os requisitos previstos no edital e assinou contrato com duração até 31 de dezembro de 2025.

Petrobras firma contratos de swap com Shell, Repsol Sinopec e Petrogal. Em 28 de dezembro de 2012, a Petrobras assinou contratos de compra e venda de gás natural para operações de swap com Shell, Respsol Sinopec Brasil e Petrogal. Os contratos de swap preveem que a Petrobras processará o gás produzido pelas três empresas que, após essa etapa, transportarão o combustível até seus clientes. O início de fornecimento desses contratos estava previsto para 1° de janeiro de 2022.

Distribuidoras estaduais de gás canalizado vão à Justiça contra aumento de preço do gás. As distribuidoras de gás canalizado de 5 Estados (AL, CE, RJ, SC e SE) conseguiram liminares para prorrogar temporariamente os contratos de fornecimento com a Petrobras válidos até 31.12.2021, de forma a evitar o aumento do preço do gás que seria decorrente dos novos contratos de fornecimento de gás em negociação com a Petrobras. A Petrobras defende que os aumentos propostos refletem as condições de mercado, tais como: o aumento do preço do gás internacionalmente e a valorização do dólar. Recentemente, a Petrobras interpôs recurso com pedido de efeito suspensivo às liminares. Por sua vez, a justiça decidiu que as liminares impedindo o aumento de preço do gás permanecerão em vigor até o julgamento de mérito do recurso.

V.      Transição energética

Hidrogênio Verde. Em 13.12.2021, a AES Brasil, subsidiária da AES Corp, e o governo do Ceará anunciaram que assinaram um memorando de entendimento para implementação de um projeto de produção de hidrogênio verde (H2V) no Estado, com investimento estimado em até US$ 2 bilhões, nos 5 primeiros anos. O acordo prevê um estudo de viabilidade para construção de uma planta com capacidade inicial de 1 GW de energia renovável e a produção de até 500 mil toneladas de amônia verde por ano para exportação. O projeto fará parte do futuro Hub de Hidrogênio no Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP).

VI.      Resoluções, Consultas Públicas (ANP, CNPE e MME) e Workshops

Nossas equipes de Petróleo e Gás permanecem à disposição para prestar esclarecimentos adicionais sobre as decisões da ANP e outros temas relacionados.

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