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A Petrobras avalia estar próxima de um acordo com o órgão regulador do setor que lhe permitirá avançar com os planos de revitalização de um enorme campo de águas profundas que poderia revigorar a produção de petróleo do país. A estatal espera resolver uma longa disputa tributária com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) até o final de 2024, disse a diretora executiva de exploração e produção da empresa, Sylvia dos Anjos. Um acordo com a ANP permitirá que a Petrobras prossiga com um plano para perfurar novos poços e realizar novas pesquisas sísmicas no campo de Tupi, na bacia de Santos, disse ela, que definiu o campo como a eldquo;vaca leiteiraerdquo; da Petrobras. A empresa também considera adicionar outro navio-plataforma do tipo FPSO ao campo, de acordo com o gerente executivo para águas ultraprofundas da empresa, Cesar Cunha de Souza. Essas plataformas podem custar até US$ 4 bilhões e levam anos para serem construídas. - Esperamos resolver esse passivo ainda este ano - disse Anjos. O campo de Tupi teve enorme relevância para a Petrobras e para o Brasil. Ele tornou o país um dos dez maiores produtores de petróleo do mundo na década de 2010 e gerou centenas de bilhões de dólares em tributos. O campo motivou outras grandes petrolíferas a gastar bilhões explorando a chamada região do pré-sal em uma campanha que continua até hoje. Em 2023, Tupi sozinho ultrapassou a produção de petróleo de países como Colômbia, Venezuela, Reino Unido e Argentina. A Petrobras busca deter o declínio natural em Tupi. Países produtores de petróleo em todo o mundo enfrentam desafios semelhantes que podem causar traumas econômicos. A produção de petróleo do México entrou em queda livre depois que o gigantesco campo offshore de Cantarell atingiu seu pico nos anos 2000, removendo uma importante fonte de receita do governo. - Vamos fazer um processo para tirar muito mais de Tupi - disse Anjos. - É um campo gigante. Mais de uma década de produção A data de início da operação da nova unidade de produção em Tupi deve ser ajustada no próximo plano estratégico, de acordo com Souza. A Petrobras planeja uma campanha de instalação de poços complementares para melhorar as taxas de extração de um campo que já passou por mais de uma década de produção, acrescentou. A Petrobras precisa resolver a disputa com a ANP antes de poder estender o contrato de operação em Tupi por mais 27 anos, ou seja, até 2064, uma etapa necessária para justificar todos os investimentos no novo plano de desenvolvimento que a companhia está elaborando para o campo. R$ 14 bilhões em depósitos judiciais No Brasil, as compensações financeiras pela produção de petróleo e gás são mais altas para campos maiores, e a Petrobras alega que Tupi é, na verdade, dois depósitos separados - Tupi e Cernambi - enquanto a ANP argumenta que se trata de um único campo. A Petrobras iniciou um processo de arbitragem, e ambas as partes estão dispostas a negociar um acordo. A Petrobras e seus parceiros em Tupi têm um total de R$ 14 bilhões em depósitos judiciais por supostas participações especiais não pagas, como resultado da disputa com o órgão regulador, de acordo com dados da ANP. O consórcio contestou o valor e vinha tentando reduzi-lo. Anjos disse que a Petrobras concordou em suspender a arbitragem, mas está esperando que a Shell e a Galp Energia, que têm participações de 25% e 10%, respectivamente, aprovem a medida. Ambas as empresas não comentaram. Tupi foi o primeiro campo de petróleo do Brasil a entrar em produção na chamada área offshore do pré-sal emdash; nome dado em razão das espessas camadas de sal sobre o petróleo bruto. A Petrobras descobriu um grupo de campos gigantes em águas ultraprofundas que atualmente representam cerca de 80% da produção de petróleo do Brasil. Somente Tupi produziu uma média de 764 mil barris de petróleo por dia nos primeiros oito meses de 2024, ainda superando Búzios, campo que é a grande aposta da Petrobras para expandir sua produção. A produção diária de petróleo bruto em Tupi voltou ao nível do ano passado em agosto, atingindo 830 mil barris por dia, após o fim de uma manutenção planejada em uma plataforma. (Bloomberg)

Os contratos futuros do petróleo fecharam em alta pelo quinto dia consecutivo nesta segunda-feira, 7, saltando mais de 3% e levando o Brent a superar a marca de US$ 80 o barril pela primeira vez desde agosto deste ano. A commodity segue sob pressão em meio à intensificação dos conflitos no Oriente Médio. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para novembro fechou em alta de 3,71% (US$ 2,76), a US$ 77,14 o barril, enquanto o Brent para dezembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), subiu 3,68% (US$ 2,88), a US$ 80,93 o barril. eldquo;O risco geopolítico ainda está sendo bombeado para o mercado em meio ao aumento das tensões no Oriente Médio, que ameaça a segurança do fornecimento de petróleo na regiãoerdquo;, disse a consultoria Ritterbusch em uma nota. eldquo;A quantidade de medo relacionado às atividades militares em andamento é extremamente difícil de medir, já que vários cenários podem se desenrolar, desde um cessar-fogo até um ataque israelense à infraestrutura de petróleo iranianaerdquo;, comenta a empresa endash; acrescentando que a situação na região provavelmente ofuscará outras considerações nesta semana. Segundo Phil Flynn, executivo sênior de contas e analista de mercado do Price Futures Group e colaborador da Fox Business, os mercados começam a se preparar para a possibilidade de aumento para US$ 100 por barril, diante dos últimos acontecimentos e se houver um corte substancial das exportações de petróleo iraniano. Adicionando pressão ao petróleo, o exército ucraniano disse que atingiu hoje um grande terminal petrolífero na Crimeia, enquanto a Rosneft suspendeu o processamento devido às baixas margens sobre combustíveis refinados. Na cena corporativa, a Chevron fechou a venda de suas participações em areias betuminosas e ativos de xisto para a Canadian Natural Resources por US$ 6,5 bilhões e a BP abandonou sua meta de reduzir a produção de petróleo e gás em 25% até 2030. A Shell divulgou que estima aumento na produção de gás natural liquefeito (GNL) e sólidas vendas no terceiro trimestre. *Com informações da Dow Jones Newswires e Associated Press (Estadão Conteúdo)

A ANP participou da última reunião do Grupo de Trabalho de Transições Energéticas (ETWG) e da Ministerial de Transições Energéticas do G20 (ETMM), realizadas de 30/9 a 4/10, em Foz do Iguaçu, Paraná. Além dos eventos do G20, foram realizados, paralelamente, na mesma cidade, com a participação da Agência, a 15ª Reunião Ministerial da Clean Energy Ministerial (CEM15) e a 9ª Reunião Ministerial da Mission Innovation (MI-9). Os Diretores da ANP Symone Araújo e Fernando Moura, assim como superintendentes e técnicos, representaram a Agência nesses fóruns multilaterais, que são uma parte importante da preparação da presidência brasileira da COP30, em 2025. A intenção das reuniões foi utilizar o poder de construção de coalizões do Clean Energy Ministerial (CEM) e da Mission Innovation (MI) para convocar especialistas em energia limpa dos setores público e privado, academia, pesquisadores e instituições da sociedade civil para pensarem ações concretas relacionadas à energia limpa em apoio à Agenda de Transição Energética do G20. Estiveram presentes Ministros e altos funcionários de mais de 20 países, representando mais de 80% dos investimentos globais em energia limpa e a maioria dos gastos públicos em pesquisa e desenvolvimento nessa área, além de executivos de alto escalão e chefes de organizações internacionais. Além dos Diretores, também participaram, pela ANP, o superintendente de Defesa da Concorrência, Luís Esteves; o superintendente adjunto de Biocombustíveis e de Qualidade de Produtos, Fábio Vinhado; o chefe do Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas da ANP (CPT), Alex Medeiros; e Alexandre Kosmalski, coordenador de Gestão e de Desenvolvimento Tecnológico na Superintendência de Tecnologia e Meio Ambiente.

O licenciamento ambiental é, hoje, o maior desafio da política energética nacional, disse nesta segunda (7/10) a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, na Offshore Week 2024, promovida pela agência eixos. (Veja na íntegra acima) A executiva citou as dificuldades da companhia no licenciamento da exploração na Margem Equatorial. eldquo;A gente só tem um jeito de saber [sobre o potencial da região]: perfurando o poço. E o nosso maior desafio, porque a gente não sabe disso ainda hoje [do potencial], é porque nós não temos licença ambientalerdquo;, afirmou durante o painel de abertura do evento. Ela se diz confiante de que a Petrobras conseguirá obter as licenças para as campanhas exploratórias na Bacia Foz do Amazonas. E pediu continuidade nos esforços de perfuração na região, independente dos resultados iniciais. Destacou, nesse sentido, que, caso não haja uma descoberta comercial na primeira tentativa, que o Brasil não abra mão de aprofundar a exploração da Margem. eldquo;Tenho certeza que a gente vai desvendar esse potencial exploratório. Eu queria aproveitar só para dizer o seguinte: não é com um poço que se faz exploração. O primeiro poço pode não ser positivo, a gente tem que fazer uma avaliação exploratória, como deve ser feitoerdquo;. eldquo;Na Bacia de Campos, a gente não achou um campo no primeiro poço, não foi no segundo, foi no nono poçoerdquo;, comentou. Equinor pede clareza no licenciamento A presidente da Equinor Brasil, Veronica Coelho, por sua vez, pediu previsibilidade e clareza no licenciamento ambiental brasileiro, para que o processo não se torne um gargalo competitivo para a indústria de óleo e gás no país. eldquo;Precisamos que os processos sejam todos claros e previsíveis para que nós possamos cumprir adequadamente com todos os requerimentos que são postos para nós, enquanto indústriaerdquo;. eldquo;Então é muito importante que a gente tenha também aqui previsibilidade e clareza dos requerimentos para que esses processos sejam viabilizadores do crescimento econômico de forma sustentável e com proteção ambiental como tem que sererdquo;, comentou. Foresea vê gargalos logísticos como desafio Para o Vice-Presidente de Operações da Foresea, Heitor Gioppo, para além do licenciamento ambiental, a questão logística é hoje o maior desafio para desenvolvimento de uma indústria petrolífera na Margem Equatorial. eldquo;A logística é de longe o maior desafio que a gente tem para trabalhar naquela regiãoerdquo;, afirmou. Ele cita os preparativos para envio da sonda de perfuração encomendada pela Petrobras para a campanha na Bacia Potiguar levaram cerca de um ano. eldquo;A gente teve muita modificação, muito trabalho, muita melhoria a ser feita na embarcação para atender todos os requisitos, seja da perfuração, seja ambientais, dado a criticidade que a gente tem para essa região e todo o debate que o país está fazendo em torno do temaerdquo;, afirmou. O diretor de Administração, Finanças e Comercialização da PPSA, Samir Awad, por sua vez, fez coro ao discurso favorável à abertura de novas fronteiras exploratórias no país eldquo;Todos nós sabemos que exploração toma tempo. Desenvolvimento e produção, outro tempo. São tempos realmente maiúsculos, então, eventualmente, teremos que conviver com algum declínio de produção enquanto novas bacias são exploradas com sucessoerdquo;. eldquo;O país precisa de um novo horizonte, uma nova fronteira exploratória para desenvolver. Se não, nós voltaremos à condição de importador, um produtor de menor escala ou mesmo importador de petróleo num curto espaço de tempoerdquo;, completou.

A Petrobras (PETR4) produziu um volume recorde de gasolina no terceiro trimestre de 436 mil barris por dia, uma alta de 2,83% ante o mesmo período do ano passado, informou a empresa em comunicado nesta segunda-feira. Os dados completos de produção e vendas, com informações sobre diesel e outros combustíveis, deverão ser divulgados posteriormente. A companhia disse que o recorde da produção de gasolina foi possível com uma taxa mais alta de utilização das refinarias e investimentos no parque de refino. Em setembro, o fator de utilização (FUT) das refinarias da Petrobras chegou a 96,8%, o maior resultado mensal do ano, de acordo com a companhia. Segundo a estatal, com essa leitura, o FUT acumulado do terceiro trimestre chegou a 95,2%, mas um valor ainda abaixo do registrado no mesmo período do ano passado, quando somou 96% e se configurou no maior resultado trimestral desde 2014. Para o diretor de Processos Industriais da Petrobras, William França da Silva, os resultados alcançados são fruto dos investimentos em projetos de modernização das unidades e da otimização de processos com a aplicação de tecnologias inovadoras. eldquo;Com os dados do trimestre, estamos demonstrando o compromisso da Petrobras com a eficiência e a rentabilidade de suas operações. As marcas foram alcançadas devido ao trabalho integrado de toda companhiaerdquo;, afirmou ele. A empresa informou também que no terceiro trimestre também foi registrado recorde de processamento de óleos do pré-sal nas unidades de destilação, com 73% da carga total processada. (Reuters)

Os preços médios do etanol hidratado subiram em 13 Estados, caíram em 12 e no Distrito Federal e ficaram estáveis em Minas Gerais na semana passada. Os dados são da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e foram compilados pelo AE-Taxas. Nos postos pesquisados pela Agência em todo o País, o preço médio do etanol ficou estável na comparação com a semana anterior, em R$ 4,04 o litro. Em São Paulo, principal Estado produtor, consumidor e com mais postos avaliados, a cotação média subiu 0,52%, para R$ 3,85. A maior queda porcentual na semana, de 4,10%, foi registrada no Amapá, onde o litro passou a R$ 4,91. A maior alta, de 3,12%, foi registrada no Acre, para R$ 4,96. O preço mínimo registrado na semana para o etanol em um posto foi de R$ 3,09 o litro, em São Paulo. O maior preço, de R$ 6,06, foi registrado em Santa Catarina. Já o menor preço médio estadual, de R$ 3,58, foi observado em Mato Grosso, enquanto o maior preço médio foi registrado em Rondônia, de R$ 5,01 o litro. (Estadão Conteúdo)