A Justiça do Rio de Janeiro homologou o acordo entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para encerrar um processo judicial que envolve o recálculo do valor a ser pago a título de participações governamentais – royalties e participação especial (PE) – pela produção de petróleo no Campo de Jubarte, na costa do Espírito Santo. A estatal terá que desembolsar R$ 830 milhões. A informação foi divulgada nesta segunda-feira (4) pela Petrobras.

De acordo com a ANP, as participações governamentais deixaram de ser recolhidas porque a Petrobras não atualizou a curva de PEV de Jubarte, ou seja, um instrumento que analisa as condições físico-químicas do petróleo extraído, as quais, por sua vez, definem o preço de referência do petróleo.

Os períodos em discussão foram de agosto de 2009 a fevereiro de 2011 e dezembro de 2012 a fevereiro de 2015.

Com o acordo, a Petrobras vai pagar cerca de R$ 830 milhões em valores atualizados até dezembro de 2023. Desse total, 35% serão pagos à vista; e o restante, parcelado em 48 vezes. Tanto a primeira parcela quanto as demais serão corrigidas pela taxa básica de juros (Selic).

O primeiro pagamento será feito em até 30 dias depois da homologação, feita pela 23ª Vara Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro.

Segundo a Petrobras, os valores estão provisionados (reservados) nas demonstrações financeiras da companhia.

Participações governamentais

Os royalties são um percentual da receita bruta com o petróleo extraído pela empresa que é pago à União, estados e municípios produtores, todos os meses, e funcionam como uma remuneração à sociedade pela exploração desses recursos não renováveis.

Já a participação especial é uma compensação financeira que as empresas devem pagar por explorar campos de grande volume de produção ou grande rentabilidade. A arrecadação e distribuição das participações governamentais cabem à ANP.

O presidente Jair Bolsonaro aprovou resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que define metas compulsórias anuais de redução de emissões de gases causadores do efeito estufa para a comercialização de combustíveis nos próximos dez anos, no âmbito da Política Nacional de Biocombustíveis (Renovabio). A medida foi publicada hoje (27) no Diário Oficial da União.

A resolução fixa o valor da meta global para o período entre 2023 e 2032, além dos intervalos de tolerância. Pela 2023, as distribuidoras terão de adquirir 37,47 milhões de créditos de descarbonização (CBIOs).

Para o período 2024/2031, não houve alteração nas metas que já haviam sido estabelecidas pelo CNPE em outubro de 2021, mas houve adição de valores para o ano de 2032, definido agora em 99,22 milhões de CBIOs.

Redução de emissões

Os créditos de descarbonização fazem parte do programa RenovaBio, que determina que os distribuidores de combustíveis líquidos têm uma meta compulsória de redução de emissões de gases causadores do efeito estufa.

O crédito é emitido por produtores e importadores de biocombustíveis, devidamente certificados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O volume a ser adquirido pelas distribuidoras é baseado nas notas fiscais de compra e venda dos combustíveis. A meta anual de descarbonização dessas empresas que vendem combustíveis fósseis é calculada pela ANP.

Adquirir CBIOs é a única forma de atingir as metas. De acordo com Ministério de Minas e Energia, um CBIO equivale a uma tonelada de emissões evitadas, o que representa sete árvores em termos de captura de carbono.

O 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), feito hoje (16) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), arrecadou um total de R$ 916,252 milhões em bônus de assinatura, além da previsão de investimentos de R$ 432 milhões por parte das empresas ganhadoras.

O valor é pago pelas vencedoras do leilão de cada bloco exploratório, em dinheiro, para a União, antes de assinarem o contrato. O valor é fixo, definido no edital, ao contrário do regime de concessão, onde o valor do bônus é um dos critérios de seleção das vencedoras.

No caso do regime de partilha, o critério é a oferta de maior excedente em óleo para a União. O edital traz um percentual mínimo, a partir do qual as empresas fazem suas ofertas. A ANP explica que o excedente em óleo é a parcela da produção de petróleo e gás natural a ser repartida entre a União e a empresa contratada, depois de descontado do volume total da produção as parcelas relativas aos royalties e ao custo da operação.

O diretor-geral da ANP, Rodolfo Sabóia, considerou que o leilão foi um sucesso, tendo alcançado 72% do total de bônus ofertado na rodada, de um total possível de R$ 1,28 bilhão, “um resultado muito bom para o Brasil”, segundo ele.

“Com isso nós garantimos investimentos mínimos da ordem de R$ 1,44 bilhões, que vão resultar em atividade econômica, geração de emprego e renda para os brasileiros. Isso mostra que as áreas de maior potencial foram objeto de interesse das empresas de exploração e produção de petróleo e gás. Mas a melhor notícia de hoje é que conseguimos obter competição para duas dessas quatro áreas mais relevantes, que são Água Marinha e Norte de Brava”, disse o diretor-geral.

Blocos

Ao todo, foram ofertados no leilão de hoje 11 blocos de exploração de óleo e gás dentro do Polígono do Pré-sal, nas bacias de Campos e de Santos. Apenas quatro receberam propostas.

Em Campos, o bloco Água Marinha foi arrematado pelo consórcio formado pela Total Energies EP, Petronas e Qatar Energy, com a oferta de 42,40% em óleo excedente. A Petrobras entrou entrado na concorrência desse bloco com a Shell Brasil, ficando em segundo lugar. A estatal brasileira exerceu o seu direito de participação e entrará no consórcio. O ágio conseguido em óleo foi 220,48% acima do volume mínimo estipulado no edital.

Norte de Brava, também em Campos, foi arrematado pela Petrobrás com 61,71% de oferta de excedente em óleo, o que representa ágio de 171,73%. O consórcio concorrente era formado por Petrobras, Equinor Brasil e Petronas, com oferta de excedente de 30,71%.

Na Bacia de Santos, as duas áreas arrecadadas receberam ofertas únicas. A BP Energy arrematou Bumerangue com oferta de 5,9% de excedente, ágio de 4,24%. O Bloco Sudeste de Sagitário foi arrematado pela Petrobras, com oferta de 25% do óleo excedente, um ágio de 17,37%.

Sabóia destaca que as áreas de Sudoeste de Sagitário, Norte de Brava e Bumerangue já haviam sido ofertadas anteriormente, mas sem nenhum interessado se manifestou no leilão. Não foram arrematados, por falta de proponentes, os blocos Itaimbezinho e Turmalina, na Bacia de Campos, e Ágata, Cruzeiro do Sul e Esmeralda, na Bacia de Santos.

A produção de petróleo e gás natural em agosto atingiu 3,967 milhões de barris de óleo equivalente por dia (Mmboe/d). Desse total, foram 3,087 milhões de barris diários (MMbbl/d) de petróleo e 139,96 milhões de metros cúbicos diários (MMm3/d) de gás natural.

Os dados preliminares foram divulgados hoje (13), no Rio de Janeiro, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Na área do pré-sal, a produção ficou em 2,966 Mmboe/d. O volume é correspondente a 74,8% do total nacional. Boa parte foi obtida no campo de Tupi, que produziu 1,046 MMboe/d, o equivalente a 26,4% do total nacional. Já no campo Búzios, a produção chegou a 719,63 Mboe/d, que correspondem a 18,1% do total nacional.

O Polo Pré-Sal da Bacia de Santos reúne os maiores campos produtores do país, como Tupi e Búzios.

Segundo a ANP, com o volume de 3,214 MMboe/d, o estado do Rio de Janeiro produziu 84,7% do petróleo nacional e 81% da produção total brasileira. “A produção no estado teve origem em 45 campos com 383 poços produtores”, anunciou a ANP.

Poços produtores

O Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural mostra dados mensais e anuais consolidados, permitindo visualizar a evolução histórica da produção no país.

É possível também filtrar, entre outras, as informações por campo, bacia, instalação, poço, estado, período de tempo e operador. Também podem ser vistos os principais parâmetros de movimentação de gás, como queima e injeção. “Essas informações têm como fonte os dados declaratórios das operadoras”, informou.

Quem quiser buscar informações do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural pode acessar o site.

A partir de hoje (7) os postos de combustíveis só poderão exibir o preço dos combustíveis com duas casas decimais, e não mais com três, como ocorria até então.

A mudança foi determinada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), por meio da Resolução nº 858/2021, publicada em novembro do ano passado.

De acordo com a ANP, o objetivo da mudança “é deixar o preço do combustível mais preciso e claro para o consumidor, além de estar alinhado com a expressão numérica da moeda brasileira”.

Segundo a agência, os preços deverão ser exibidos com duas casas decimais tanto no painel de preços quanto nos visores das bombas abastecedoras.

A ANP informa, no entanto, que, nas bombas, o terceiro dígito poderá ser mantido, desde que marcando zero e travado no momento do abastecimento. “Dessa forma, os postos não precisarão trocar os módulos das bombas, o que poderia acarretar custos aos agentes econômicos”, justificou a agência.

Na avaliação da agência, a mudança não implicará no valor final dos preços dos combustíveis, uma vez que a norma não trará “custos relevantes aos revendedores e nem restrições aos preços praticados”.

Os revendedores de combustíveis de todo o país vão exibir os preços com duas casas decimais e não mais com três, como acontece atualmente. A medida passa a valer a partir do próximo dia 7. É o que determina a Resolução nº 858/2021, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que deu prazo para as revendedoras se adequarem até essa data.

Segundo informou hoje (2) a ANP, o objetivo da mudança é deixar o preço do combustível mais preciso e claro para o consumidor, alinhado-o com a expressão numérica da moeda brasileira. Os preços deverão ser exibidos com duas casas decimais, tanto no painel de preços quanto nos visores das bombas abastecedoras.

A ANP salientou, entretanto que, nas bombas, será permitido que o terceiro dígito seja mantido, desde que seja zero e fique travado no momento do abastecimento. A agência entende que, dessa forma, os postos não precisarão trocar os módulos das bombas, o que poderia acarretar custos aos agentes econômicos. Como a terceira casa decimal estará zerada e travada, a percepção é que não haverá dúvidas e que o objetivo da regra, que é dar clareza aos consumidores.

A agência avaliou que essa mudança não implicará em impactos no valor final dos preços dos combustíveis, uma vez que ela não trará custos relevantes aos revendedores, nem restrições aos preços praticados.