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| <![CDATA[<?xml version="1.0" encoding="utf-8"?>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis]]>]]>
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| <![CDATA[<atom:link rel="self" type="application/rss+xml" href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p?format=feed&type=rss"/>]]>
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| 17
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi realizada hoje (9/12) no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro, a cerimônia de assinatura dos Termos Aditivos da Cessão dos Contratos do Polo de Riacho da Forquilha, no Rio Grande do Norte, integrante do Projeto Topázio, no programa de desinvestimento da Petrobras.</p>
<p>A operação, que tem o valor anunciado de US$ 384,2 milhões foi aprovada pela Diretoria Colegiada da ANP em 21/11/2019, está alinhada com as recentes iniciativas da ANP de revitalização e fomento da produção de petróleo e gás natural em terra.</p>
<p>Os diretores da ANP Dirceu Amorelli e Cesário Cecchi, que assinou em nome da ANP como diretor-geral substituto, autorizando a cessão, destacaram a importância da operação para o segmento onshore brasileiro. Também estiveram presentes dirigentes da Petrobras, PetroRecôncavo e da Sonangol, além de servidores da ANP.</p>
<p>Com a assinatura dos termos aditivos, foi consolidada a cessão da Petrobras para a PetroRecôncavo dos Contratos de Concessão Baixa do Algodão, Baixa do Juazeiro, Boa Esperança, Brejinho, Cachoeirinha, Fazenda Curral, Fazenda Junco, Fazenda Malaquias, Jandui, Juazeiro, Leste de Poço Xavier, Livramento, Lorena, Pajeú, Poço Xavier, Riacho da Forquilha, Rio Mossoró, Sabiá, Três Marias, Upanema e Varginha, BPOT-4, BT-POT-8, BT-POT-10ª, BT-POT-9, BT-POT-21, BT-POT-34 e BT-POT-35, BT-POT-55, BT-POT-4, POT-T-609_R10 e POT-T-610_R10.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi realizada hoje (9/12) no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro, a cerimônia de assinatura dos Termos Aditivos da Cessão dos Contratos do Polo de Riacho da Forquilha, no Rio Grande do Norte, integrante do Projeto Topázio, no programa de desinvestimento da Petrobras.</p>
<p>A operação, que tem o valor anunciado de US$ 384,2 milhões foi aprovada pela Diretoria Colegiada da ANP em 21/11/2019, está alinhada com as recentes iniciativas da ANP de revitalização e fomento da produção de petróleo e gás natural em terra.</p>
<p>Os diretores da ANP Dirceu Amorelli e Cesário Cecchi, que assinou em nome da ANP como diretor-geral substituto, autorizando a cessão, destacaram a importância da operação para o segmento onshore brasileiro. Também estiveram presentes dirigentes da Petrobras, PetroRecôncavo e da Sonangol, além de servidores da ANP.</p>
<p>Com a assinatura dos termos aditivos, foi consolidada a cessão da Petrobras para a PetroRecôncavo dos Contratos de Concessão Baixa do Algodão, Baixa do Juazeiro, Boa Esperança, Brejinho, Cachoeirinha, Fazenda Curral, Fazenda Junco, Fazenda Malaquias, Jandui, Juazeiro, Leste de Poço Xavier, Livramento, Lorena, Pajeú, Poço Xavier, Riacho da Forquilha, Rio Mossoró, Sabiá, Três Marias, Upanema e Varginha, BPOT-4, BT-POT-8, BT-POT-10ª, BT-POT-9, BT-POT-21, BT-POT-34 e BT-POT-35, BT-POT-55, BT-POT-4, POT-T-609_R10 e POT-T-610_R10.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em razão do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira, afetando principalmente o litoral da região Nordeste, e com o objetivo de contribuir com a capacitação e a preparação das empresas e instituições de pesquisa às situações de emergência, a ANP está estimulando a realização de projetos de PD&I correlacionados às temáticas elencadas a seguir: </p>
<ul style="list-style-type: circle;">
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Modelagem de dispersão de óleo em ambientes marítimos;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Monitoramento de infraestruturas de produção, escoamento e transporte de petróleo;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Metodologias de monitoramento e prevenção de perdas de contenção de hidrocarbonetos em unidades marítimas de produção de petróleo e na infraestrutura submarina;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Prevenção de <em>blowouts</em>;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Monitoramento de poços;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Respostas a emergências, infraestrutura e ICS (<em>Incident Command System</em>);</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Sensoriamento e monitoramento remoto de incidentes;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Metodologias de análises de risco aplicadas à indústria do petróleo e do gás natural. </li>
</ul>
<p>Os projetos ligados a essas temáticas serão prioritariamente analisados pela ANP. As instituições ou empresas executoras que tenham interesse podem enviar projetos, que serão analisados pela Agência na forma “fast track”. </p>
<p>O fomento a tais projetos é consequência da participação da ANP no Grupo de Acompanhamento e Avaliação (GAA), formado também pelo Ibama e pela Marinha. Assim, a Agência pretende apoiar o processo de absorção de lições aprendidas, o aprimoramento da estrutura de resposta e auxiliar na avaliação dos impactos ambientais e socioeconômicos do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira. </p>
<p>Além da priorização da análise dos temas estratégicos listados acima, a ANP apoiará projetos aderentes às condições do seu regulamento de PD&I que sejam desenvolvidos pelos grupos de trabalho instituídos pela Coordenação Científica do GAA, compostos por mais de 100 pesquisadores e cientistas de universidades e instituto de pesquisas nacionais. </p>
<p>Empresas e instituições que desejem mais informações sobre a submissão dos projetos podem entrar em contato pelo e-mail <a href="mailto:autorizacaopreviaped@anp.gov.br">autorizacaopreviaped@anp.gov.br</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em razão do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira, afetando principalmente o litoral da região Nordeste, e com o objetivo de contribuir com a capacitação e a preparação das empresas e instituições de pesquisa às situações de emergência, a ANP está estimulando a realização de projetos de PD&I correlacionados às temáticas elencadas a seguir: </p>
<ul style="list-style-type: circle;">
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Modelagem de dispersão de óleo em ambientes marítimos;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Monitoramento de infraestruturas de produção, escoamento e transporte de petróleo;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Metodologias de monitoramento e prevenção de perdas de contenção de hidrocarbonetos em unidades marítimas de produção de petróleo e na infraestrutura submarina;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Prevenção de <em>blowouts</em>;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Monitoramento de poços;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Respostas a emergências, infraestrutura e ICS (<em>Incident Command System</em>);</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Sensoriamento e monitoramento remoto de incidentes;</li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: discimportant;">Metodologias de análises de risco aplicadas à indústria do petróleo e do gás natural. </li>
</ul>
<p>Os projetos ligados a essas temáticas serão prioritariamente analisados pela ANP. As instituições ou empresas executoras que tenham interesse podem enviar projetos, que serão analisados pela Agência na forma “fast track”. </p>
<p>O fomento a tais projetos é consequência da participação da ANP no Grupo de Acompanhamento e Avaliação (GAA), formado também pelo Ibama e pela Marinha. Assim, a Agência pretende apoiar o processo de absorção de lições aprendidas, o aprimoramento da estrutura de resposta e auxiliar na avaliação dos impactos ambientais e socioeconômicos do derramamento de óleo que atingiu a costa brasileira. </p>
<p>Além da priorização da análise dos temas estratégicos listados acima, a ANP apoiará projetos aderentes às condições do seu regulamento de PD&I que sejam desenvolvidos pelos grupos de trabalho instituídos pela Coordenação Científica do GAA, compostos por mais de 100 pesquisadores e cientistas de universidades e instituto de pesquisas nacionais. </p>
<p>Empresas e instituições que desejem mais informações sobre a submissão dos projetos podem entrar em contato pelo e-mail <a href="mailto:autorizacaopreviaped@anp.gov.br">autorizacaopreviaped@anp.gov.br</a>.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou ontem (4/12) audiência pública sobre a minuta da resolução que revisa a Portaria ANP n° 249/2000. O regulamento trata dos procedimentos para controle das queimas e perdas de petróleo e gás natural nas atividades de E&P, incluindo as definições de casos enquadrados como queimas ordinárias, dispensadas de prévia autorização, e os procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias. A minuta passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 81 contribuições.</p>
<p>Na abertura, o diretor Aurélio Amaral destacou a importância estratégica da revisão proposta: "Há um esforço grande por parte do Estado brasileiro para aumentar o uso e a recuperação do gás, especialmente no Pré-sal. Nossa intenção não é criar custos adicionais, mas propor um melhor aproveitamento desse gás para o benefício do Brasil e trazer segurança jurídica aos operadores".</p>
<p>A revisão reforça o trabalho da ANP no aprimoramento dos seus mecanismos regulatórios sobre o controle da queima de gás natural, considerando os avanços tecnológicos ocorridos, a mudança no cenário da produção do Brasil, principalmente em decorrência das jazidas do pré-sal, e a valorização do gás natural como recurso energético, no mundo e no Brasil, em especial, como fonte para termelétricas.</p>
<p>A iniciativa atende a Resolução CNPE nº 17/2017, que define, dentre as diretrizes a serem observadas na Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural pela ANP: fomentar, em bases econômicas, o aumento da participação da produção doméstica de gás natural no atendimento ao mercado brasileiro, inclusive pela redução da queima de gás natural nas atividades de exploração e produção.</p>
<p>A proposta de revisão do regulamento traz dispositivos que podem ser classificados em dois grupos: os relativos à regulamentação de procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias de gás natural, ou consideração de queimas ordinárias, já utilizados nas atividades de fiscalização, mas ainda não previstos no regulamento vigente; e também aqueles dedicados à implementação de novas ferramentas buscando a otimização do aproveitamento do recurso energético, mediante a redução dos percentuais de queima.</p>
<p>As contribuições recebidas na consulta e na audiência públicas serão examinadas tecnicamente para consolidação da minuta final e, após análise da Procuradoria Federal e aprovação da Diretoria da ANP, a resolução será publicada.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou ontem (4/12) audiência pública sobre a minuta da resolução que revisa a Portaria ANP n° 249/2000. O regulamento trata dos procedimentos para controle das queimas e perdas de petróleo e gás natural nas atividades de E&P, incluindo as definições de casos enquadrados como queimas ordinárias, dispensadas de prévia autorização, e os procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias. A minuta passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 81 contribuições.</p>
<p>Na abertura, o diretor Aurélio Amaral destacou a importância estratégica da revisão proposta: "Há um esforço grande por parte do Estado brasileiro para aumentar o uso e a recuperação do gás, especialmente no Pré-sal. Nossa intenção não é criar custos adicionais, mas propor um melhor aproveitamento desse gás para o benefício do Brasil e trazer segurança jurídica aos operadores".</p>
<p>A revisão reforça o trabalho da ANP no aprimoramento dos seus mecanismos regulatórios sobre o controle da queima de gás natural, considerando os avanços tecnológicos ocorridos, a mudança no cenário da produção do Brasil, principalmente em decorrência das jazidas do pré-sal, e a valorização do gás natural como recurso energético, no mundo e no Brasil, em especial, como fonte para termelétricas.</p>
<p>A iniciativa atende a Resolução CNPE nº 17/2017, que define, dentre as diretrizes a serem observadas na Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural pela ANP: fomentar, em bases econômicas, o aumento da participação da produção doméstica de gás natural no atendimento ao mercado brasileiro, inclusive pela redução da queima de gás natural nas atividades de exploração e produção.</p>
<p>A proposta de revisão do regulamento traz dispositivos que podem ser classificados em dois grupos: os relativos à regulamentação de procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias de gás natural, ou consideração de queimas ordinárias, já utilizados nas atividades de fiscalização, mas ainda não previstos no regulamento vigente; e também aqueles dedicados à implementação de novas ferramentas buscando a otimização do aproveitamento do recurso energético, mediante a redução dos percentuais de queima.</p>
<p>As contribuições recebidas na consulta e na audiência públicas serão examinadas tecnicamente para consolidação da minuta final e, após análise da Procuradoria Federal e aprovação da Diretoria da ANP, a resolução será publicada.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A produção do Pré-sal em outubro aumentou 4,6% em relação a setembro, totalizando 2,394 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d), sendo 1,905 milhão de barris por dia (MMbbl/d) de petróleo e 77,6 milhões de metros cúbicos por dia (MMm<sup>3</sup>/d) de gás natural. Em relação a outubro de 2018, o aumento foi de 30,1%. A produção do Pré-sal foi oriunda de 111 poços e correspondeu a 63,1% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Em outubro, a produção de petróleo e gás natural no Brasil totalizou 3,792 MMboe/d, sendo aproximadamente 2,964 MMbbl/d de petróleo e 132 MMm³/d de gás natural. A produção de petróleo registrou um aumento de 1,3% em relação ao mês anterior e de 13,4% em relação a outubro de 2018, enquanto a de gás natural registrou um aumento de 2,1% em relação ao mês anterior e de 12,4% na comparação com outubro de 2018.</p>
<p>Os dados de produção de outubro estão disponíveis na página do<a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong><br />Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>Em outubro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,3%, sendo disponibilizados ao mercado 66,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,508 MMm³/d, um aumento de 7,1% se comparada ao mês anterior e de 16,3% se comparada ao mesmo mês em 2018. O principal motivo do aumento foi o comissionamento das unidades de produção P-76 e P-77 no campo de Búzios, procedimento fundamental para a posterior operação destas unidades em condições seguras.<br /><br /></p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>Lula, na Bacia de Santos, foi o campo que mais produziu petróleo, uma média de 1,022 MMbbl/d, e também o maior produtor de gás natural: média de 43 MMm<sup>3</sup>/d.<br /><br /></p>
<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,5% do petróleo e 80,3% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,9% do petróleo e do gás natural. Com relação aos campos operados pela Petrobras, com participação exclusiva, produziram 42,1% do total. A produção nacional ocorreu em 7.221 poços, sendo 653 marítimos e 6.568 terrestres.</p>
<p><br /><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.092.</p>
<p>Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 73.</p>
<p>A plataforma FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 145,6 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 36 poços a ela interligados, produziu 8,4 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.<br /><br /></p>
<p><strong>Campos de acumulações marginais</strong></p>
<p>Esses campos produziram 56,2 bbl/d de petróleo e 1,1 Mm³/d de gás natural. O campo de Itaparica, operado pela Newo, foi o maior produtor, com 17,1 boe/d.</p>
<p><br /><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em outubro de 2019, 294 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha da produção, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são marítimas e 229 terrestres. Do total das áreas produtoras, 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,5 sendo 3,2% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 86,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,2% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 108,2 Mboe/d, sendo 86,7 mil bbl/d de petróleo e 3,4 MM m³/d de gás natural. Desse total, 100,6 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 7,6 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 360 boe/d em Alagoas, 4,769 boe/d na Bahia, 11 boe/d no Espírito Santo, 2.295 boe/d no Rio Grande do Norte e 198 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A produção do Pré-sal em outubro aumentou 4,6% em relação a setembro, totalizando 2,394 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d), sendo 1,905 milhão de barris por dia (MMbbl/d) de petróleo e 77,6 milhões de metros cúbicos por dia (MMm<sup>3</sup>/d) de gás natural. Em relação a outubro de 2018, o aumento foi de 30,1%. A produção do Pré-sal foi oriunda de 111 poços e correspondeu a 63,1% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Em outubro, a produção de petróleo e gás natural no Brasil totalizou 3,792 MMboe/d, sendo aproximadamente 2,964 MMbbl/d de petróleo e 132 MMm³/d de gás natural. A produção de petróleo registrou um aumento de 1,3% em relação ao mês anterior e de 13,4% em relação a outubro de 2018, enquanto a de gás natural registrou um aumento de 2,1% em relação ao mês anterior e de 12,4% na comparação com outubro de 2018.</p>
<p>Os dados de produção de outubro estão disponíveis na página do<a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong><br />Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>Em outubro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,3%, sendo disponibilizados ao mercado 66,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,508 MMm³/d, um aumento de 7,1% se comparada ao mês anterior e de 16,3% se comparada ao mesmo mês em 2018. O principal motivo do aumento foi o comissionamento das unidades de produção P-76 e P-77 no campo de Búzios, procedimento fundamental para a posterior operação destas unidades em condições seguras.<br /><br /></p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>Lula, na Bacia de Santos, foi o campo que mais produziu petróleo, uma média de 1,022 MMbbl/d, e também o maior produtor de gás natural: média de 43 MMm<sup>3</sup>/d.<br /><br /></p>
<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,5% do petróleo e 80,3% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,9% do petróleo e do gás natural. Com relação aos campos operados pela Petrobras, com participação exclusiva, produziram 42,1% do total. A produção nacional ocorreu em 7.221 poços, sendo 653 marítimos e 6.568 terrestres.</p>
<p><br /><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.092.</p>
<p>Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 73.</p>
<p>A plataforma FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 145,6 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 36 poços a ela interligados, produziu 8,4 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.<br /><br /></p>
<p><strong>Campos de acumulações marginais</strong></p>
<p>Esses campos produziram 56,2 bbl/d de petróleo e 1,1 Mm³/d de gás natural. O campo de Itaparica, operado pela Newo, foi o maior produtor, com 17,1 boe/d.</p>
<p><br /><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em outubro de 2019, 294 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha da produção, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são marítimas e 229 terrestres. Do total das áreas produtoras, 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,5 sendo 3,2% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 86,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,2% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 108,2 Mboe/d, sendo 86,7 mil bbl/d de petróleo e 3,4 MM m³/d de gás natural. Desse total, 100,6 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 7,6 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 360 boe/d em Alagoas, 4,769 boe/d na Bahia, 11 boe/d no Espírito Santo, 2.295 boe/d no Rio Grande do Norte e 198 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.27_audiencia.publica.jpg" alt="" width="650" height="434" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Audiência Pública Nº 21/2019 foi realizada ontem (27/11) no Escritório Central da ANP. / <strong>Crédito: Divulgação ANP</strong></em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>A ANP realizou ontem (27/11) audiência pública sobre uma revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>A alteração traz simplificação em relação aos atuais mecanismos de contabilização de conteúdo local em produtos importados, que viabilizará ganhos de eficiência, controle e rastreabilidade ao reporte e fiscalização de conteúdo local. Serão mantidos os incentivos para o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo mediante compromissos de contratação de fornecedores nacionais, que permanecem inalterados, privilegiando aqueles que contenham menor parcela de componentes importados em seus produtos produzidos no Brasil e viabilizando suas exportações. </p>
<p>A proposta deriva das alterações da política de conteúdo local introduzidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e ocorridas a partir de 2017, além dos aditivos contratuais realizados no âmbito da Resolução ANP n° 726/2018, que introduziram flexibilidade às linhas de compromissos estipuladas nos editais e contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>A minuta passou por consulta pública de 45 dias. As contribuições recebidas no período podem ser acessadas na página da <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulta e Audiência Públicas nº 21/2019</a>.</p>
<p>A ANP irá analisar tecnicamente as contribuições recebidas durante a consulta e a audiência públicas e consolidará uma nova minuta, que passará pela avaliação da Procuradoria Federal e da Diretoria Colegiada da Agência para posterior publicação.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.27_audiencia.publica.jpg" alt="" width="650" height="434" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Audiência Pública Nº 21/2019 foi realizada ontem (27/11) no Escritório Central da ANP. / <strong>Crédito: Divulgação ANP</strong></em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>A ANP realizou ontem (27/11) audiência pública sobre uma revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>A alteração traz simplificação em relação aos atuais mecanismos de contabilização de conteúdo local em produtos importados, que viabilizará ganhos de eficiência, controle e rastreabilidade ao reporte e fiscalização de conteúdo local. Serão mantidos os incentivos para o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo mediante compromissos de contratação de fornecedores nacionais, que permanecem inalterados, privilegiando aqueles que contenham menor parcela de componentes importados em seus produtos produzidos no Brasil e viabilizando suas exportações. </p>
<p>A proposta deriva das alterações da política de conteúdo local introduzidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e ocorridas a partir de 2017, além dos aditivos contratuais realizados no âmbito da Resolução ANP n° 726/2018, que introduziram flexibilidade às linhas de compromissos estipuladas nos editais e contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>A minuta passou por consulta pública de 45 dias. As contribuições recebidas no período podem ser acessadas na página da <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulta e Audiência Públicas nº 21/2019</a>.</p>
<p>A ANP irá analisar tecnicamente as contribuições recebidas durante a consulta e a audiência públicas e consolidará uma nova minuta, que passará pela avaliação da Procuradoria Federal e da Diretoria Colegiada da Agência para posterior publicação.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP divulga hoje (26/11), em seu sítio eletrônico, as contribuições recebidas durante a Consulta Pública n° 21/2019, sobre revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>A proposta de revisão foi submetida à Consulta Pública no período de 45 (quarenta e cinco) dias, finalizada no dia 25/11, e será realizada Audiência Pública amanhã (27/11). As contribuições recebidas e demais documentos relativas à revisão estão disponíveis na página <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulta e Audiência Públicas nº 21/2019</a>.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/5399-anp-inicia-consulta-publica-sobre-alteracao-em-resolucao-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para mais informações sobre a Consulta e Audiência Públicas.</a></p>]]></description>]]>
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| 109
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP divulga hoje (26/11), em seu sítio eletrônico, as contribuições recebidas durante a Consulta Pública n° 21/2019, sobre revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>A proposta de revisão foi submetida à Consulta Pública no período de 45 (quarenta e cinco) dias, finalizada no dia 25/11, e será realizada Audiência Pública amanhã (27/11). As contribuições recebidas e demais documentos relativas à revisão estão disponíveis na página <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulta e Audiência Públicas nº 21/2019</a>.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/5399-anp-inicia-consulta-publica-sobre-alteracao-em-resolucao-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para mais informações sobre a Consulta e Audiência Públicas.</a></p>]]>]]>
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| 120
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>The 6<sup>th</sup> Production Sharing Bidding Round, held today (November 7) by ANP, bid the block Aram in the Santos Basin. The Round raised R$ 5.05 billion in signature bonus and R$ 278 million in planned investments in the first phase of the contract alone (exploration phase). </p>
<p>The Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, highlighted that the result was positive for Brazil. “We have closed a successful cycle of bidding rounds. We hope these areas can be offered again and generate the wealth for which they have potential”, he said. </p>
<p>According to ANP’s Director-General, Décio Odonne, the fact that four blocks were not sold out “does not detract from the overall work, but was a surprise”. “We started a cycle in 2017 in which there was a gigantic portfolio build in Brazil by companies that were not operating pre-salt due to legal restrictions. Once these restrictions were lifted and other regulatory conditions were given, there was a boom of interest in these pre-salt areas. What was contracted throughout this bidding rounds cycle already guarantees the resumption of the industry, and the expected collection and investments do not change significantly. We are moving from the greatest crisis to the greatest acceleration our industry has ever experienced”, he said. </p>
<p>Oddone also noted that Petrobras exercised its preemptive right (provided by law for production sharing rounds) to be the operator in the areas of Aram, Sudoeste de Sagitário and Norte de Brava, but only submitted a bid for the first. "That surprised. It was an unexpected and unprecedented fact”, he said. </p>
<p>He also stated that it is possible to see a change of priority by the companies. “With a very large set of exploration blocks, now is the time for them to get results from these investments they have made, drill wells, find oil and start production. This is natural in any basin in the world”. </p>
<p>Also present at the public session were the directors of ANP Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury and José Cesário Cecchi. </p>
<p>See below the results:</p>
<table style="width: 750px; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr style="height: 50px;">
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Basin</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Block</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Signature Bonus<br /></strong><strong> (R$) (fixed)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Profit oil<br /> offered (%)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Winning Company/<br />Consortium</strong></p>
</td>
</tr>
<tr style="height: 40px;">
<td style="height: 40px; width: 62px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 85px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Aram</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 271px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>5,050,000,000.00</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 248px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>29.96</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 337px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (80%)*; <br />CNODC Brasil (20%) </p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>In the bidding rounds held under the production sharing regime, the signature bonus is fixed and the companies that offer the highest percentage of profit oil to the Federal State win. The profit oil is the remaining portion of the production after deducting the volumes corresponding to the company's costs and investments in the field operation and due royalties.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>The 6<sup>th</sup> Production Sharing Bidding Round, held today (November 7) by ANP, bid the block Aram in the Santos Basin. The Round raised R$ 5.05 billion in signature bonus and R$ 278 million in planned investments in the first phase of the contract alone (exploration phase). </p>
<p>The Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, highlighted that the result was positive for Brazil. “We have closed a successful cycle of bidding rounds. We hope these areas can be offered again and generate the wealth for which they have potential”, he said. </p>
<p>According to ANP’s Director-General, Décio Odonne, the fact that four blocks were not sold out “does not detract from the overall work, but was a surprise”. “We started a cycle in 2017 in which there was a gigantic portfolio build in Brazil by companies that were not operating pre-salt due to legal restrictions. Once these restrictions were lifted and other regulatory conditions were given, there was a boom of interest in these pre-salt areas. What was contracted throughout this bidding rounds cycle already guarantees the resumption of the industry, and the expected collection and investments do not change significantly. We are moving from the greatest crisis to the greatest acceleration our industry has ever experienced”, he said. </p>
<p>Oddone also noted that Petrobras exercised its preemptive right (provided by law for production sharing rounds) to be the operator in the areas of Aram, Sudoeste de Sagitário and Norte de Brava, but only submitted a bid for the first. "That surprised. It was an unexpected and unprecedented fact”, he said. </p>
<p>He also stated that it is possible to see a change of priority by the companies. “With a very large set of exploration blocks, now is the time for them to get results from these investments they have made, drill wells, find oil and start production. This is natural in any basin in the world”. </p>
<p>Also present at the public session were the directors of ANP Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury and José Cesário Cecchi. </p>
<p>See below the results:</p>
<table style="width: 750px; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr style="height: 50px;">
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Basin</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Block</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Signature Bonus<br /></strong><strong> (R$) (fixed)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Profit oil<br /> offered (%)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Winning Company/<br />Consortium</strong></p>
</td>
</tr>
<tr style="height: 40px;">
<td style="height: 40px; width: 62px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 85px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Aram</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 271px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>5,050,000,000.00</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 248px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>29.96</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 337px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (80%)*; <br />CNODC Brasil (20%) </p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>In the bidding rounds held under the production sharing regime, the signature bonus is fixed and the companies that offer the highest percentage of profit oil to the Federal State win. The profit oil is the remaining portion of the production after deducting the volumes corresponding to the company's costs and investments in the field operation and due royalties.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 177
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção, realizada hoje (7/11) pela ANP, licitou o bloco de Aram, na Bacia de Santos. Foram arrecadados R$ 5,05 bilhões em bônus de assinatura e a previsão de investimentos é de R$ 278 milhões somente na primeira fase do contrato (fase de exploração). </p>
<p>O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, destacou que o resultado foi positivo para o Brasil. “Fechamos um ciclo bem sucedido de rodadas de licitações. Esperamos que essas áreas possam voltar a ser oferecidas e gerar a riqueza para a qual elas têm potencial”, afirmou.</p>
<p>Segundo o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, o fato de quatro blocos não terem sido arrematados “não tira o brilho do conjunto da obra”, mas foi uma surpresa nesse leilão.</p>
<p>“Iniciamos um ciclo em 2017 no qual houve uma construção gigantesca de portfólio no Brasil por companhias que não estavam operando no pré-sal por restrições legais. A partir do momento em que essas restrições foram retiradas e foram dadas outras condições regulatórias, houve um boom de interesse por essas áreas do pré-sal. O que foi contratado ao longo desse ciclo de leilões já garante a retomada da indústria, a previsão de arrecadação e investimentos não muda significativamente. Estamos saindo da maior crise para a maior aceleração que nossa indústria já viveu”, disse. </p>
<p>Oddone observou também que a Petrobras havia exercido seu direito de preferência (previsto em lei para rodadas de partilha) para atuar como operadora nas áreas de Aram, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, mas só apresentou oferta para a primeira. “Isso surpreendeu. Foi um fato inesperado e inédito”, destacou. </p>
<p>Ele declarou ainda que é perceptível uma mudança de prioridade das empresas. “Com um conjunto muito grande de blocos exploratórios, agora é hora de tirar resultados desses investimentos que foram feitos, perfurar poços, encontrar petróleo e iniciar produção. Isso é natural em qualquer bacia do mundo”. </p>
<p>Também estiveram presentes na sessão pública os diretores da ANP Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury e José Cesário Cecchi. </p>
<p>Veja abaixo o resultado:</p>
<table style="width: 750px; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr style="height: 50px;">
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bacia</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bloco</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bônus de </strong><strong>Assinatura<br /></strong><strong> (R$) (fixo)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Percentual de excedente em óleo ofertado</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Empresa/<br />Consórcio</strong></p>
</td>
</tr>
<tr style="height: 40px;">
<td style="height: 40px; width: 62px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 85px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Aram</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 271px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>5.050.000.000,00</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 248px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>29,96</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 337px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (80%)*; <br />CNODC Brasil (20%) </p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>Nas rodadas no regime de partilha de produção, o bônus de assinatura é fixo e vencem as empresas que ofertarem o maior percentual de lucro óleo à União (ou seja, a parcela da produção, após descontados os volumes correspondentes aos custos e aos investimentos da empresa na operação e aos royalties devidos).</p>]]></description>]]>
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| 177
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção, realizada hoje (7/11) pela ANP, licitou o bloco de Aram, na Bacia de Santos. Foram arrecadados R$ 5,05 bilhões em bônus de assinatura e a previsão de investimentos é de R$ 278 milhões somente na primeira fase do contrato (fase de exploração). </p>
<p>O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, destacou que o resultado foi positivo para o Brasil. “Fechamos um ciclo bem sucedido de rodadas de licitações. Esperamos que essas áreas possam voltar a ser oferecidas e gerar a riqueza para a qual elas têm potencial”, afirmou.</p>
<p>Segundo o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, o fato de quatro blocos não terem sido arrematados “não tira o brilho do conjunto da obra”, mas foi uma surpresa nesse leilão.</p>
<p>“Iniciamos um ciclo em 2017 no qual houve uma construção gigantesca de portfólio no Brasil por companhias que não estavam operando no pré-sal por restrições legais. A partir do momento em que essas restrições foram retiradas e foram dadas outras condições regulatórias, houve um boom de interesse por essas áreas do pré-sal. O que foi contratado ao longo desse ciclo de leilões já garante a retomada da indústria, a previsão de arrecadação e investimentos não muda significativamente. Estamos saindo da maior crise para a maior aceleração que nossa indústria já viveu”, disse. </p>
<p>Oddone observou também que a Petrobras havia exercido seu direito de preferência (previsto em lei para rodadas de partilha) para atuar como operadora nas áreas de Aram, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, mas só apresentou oferta para a primeira. “Isso surpreendeu. Foi um fato inesperado e inédito”, destacou. </p>
<p>Ele declarou ainda que é perceptível uma mudança de prioridade das empresas. “Com um conjunto muito grande de blocos exploratórios, agora é hora de tirar resultados desses investimentos que foram feitos, perfurar poços, encontrar petróleo e iniciar produção. Isso é natural em qualquer bacia do mundo”. </p>
<p>Também estiveram presentes na sessão pública os diretores da ANP Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury e José Cesário Cecchi. </p>
<p>Veja abaixo o resultado:</p>
<table style="width: 750px; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr style="height: 50px;">
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bacia</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bloco</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bônus de </strong><strong>Assinatura<br /></strong><strong> (R$) (fixo)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Percentual de excedente em óleo ofertado</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d9cece; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Empresa/<br />Consórcio</strong></p>
</td>
</tr>
<tr style="height: 40px;">
<td style="height: 40px; width: 62px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 85px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Aram</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 271px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>5.050.000.000,00</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 248px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>29,96</p>
</td>
<td style="height: 40px; width: 337px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (80%)*; <br />CNODC Brasil (20%) </p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p style="text-align: center;"> </p>
<p>Nas rodadas no regime de partilha de produção, o bônus de assinatura é fixo e vencem as empresas que ofertarem o maior percentual de lucro óleo à União (ou seja, a parcela da produção, após descontados os volumes correspondentes aos custos e aos investimentos da empresa na operação e aos royalties devidos).</p>]]>]]>
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| 234
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>The Transfer of Rights Surplus Bidding Round, held today (November 6) by ANP, had two of the four areas on offer acquired (Búzios and Itapu), generating R$ 69.96 billion in signature bonus. This amount is a record and represents a value higher than the sum of all bonuses offered to date in Brazilian rounds. </p>
<p>Present at the public session were the Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, the Minister of Infrastructure, Tarcísio de Freitas, the Special Secretary of Finance, Waldery Rodrigues Júnior, Senator Flávio Bolsonaro, the Director-General of ANP, Décio Oddone, the other directors of the Agency, Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury and José Cesário Cecchi, among other authorities.</p>
<p>“A remarkable, symbolic and very successful day. It was a particular case, unique, a complex construction that was made with the participation of several entities”, said Minister Bento Albuquerque.</p>
<p>According to the Director-General of ANP, the auction was successful. “It was a success because it was the biggest ever and raised the greatest bonus ever recorded in such an auction. And, mainly, because it was able to unlock a set of investments that will allow the collection and benefits of this wealth to come to the Brazilian society”, he said.</p>
<p> </p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.06_rodada.cessao.onerosa_Marcus.Almeida.jpg" alt="" /> <span style="font-size: 8pt;">Photo Credits: Marcus Almeida</span><br /><br /><br /></p>
<p style="text-align: left;">In the bidding rounds held under the production sharing regime, the signature bonus is fixed and the companies that offer the highest percentage of profit oil to the Federal State win. The profit oil is the remaining portion of the production after deducting the volumes corresponding to the company's costs and investments in the field operation and due royalties.</p>
<p>See below the results:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1" width="567">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="76">
<p><strong>Area</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Signature Bonus (R$) (fixed)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Profit oil offered (%)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="208">
<p><strong>Winning Company/Consortium</strong></p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="76">
<p>Búzios</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>68,194,000,000.00</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>23.24</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="208">
<p>Petrobras (90%)*; CNODC Brasil (5%); CNOOC Petroleum (5%)</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="76">
<p>Itapu</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>1,766,000,000.00</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>18.15</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="208">
<p>Petrobras (100%)*</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;"> *<em>Operator</em></span></p>]]></description>]]>
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| 234
| <![CDATA[<![CDATA[<p>The Transfer of Rights Surplus Bidding Round, held today (November 6) by ANP, had two of the four areas on offer acquired (Búzios and Itapu), generating R$ 69.96 billion in signature bonus. This amount is a record and represents a value higher than the sum of all bonuses offered to date in Brazilian rounds. </p>
<p>Present at the public session were the Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, the Minister of Infrastructure, Tarcísio de Freitas, the Special Secretary of Finance, Waldery Rodrigues Júnior, Senator Flávio Bolsonaro, the Director-General of ANP, Décio Oddone, the other directors of the Agency, Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury and José Cesário Cecchi, among other authorities.</p>
<p>“A remarkable, symbolic and very successful day. It was a particular case, unique, a complex construction that was made with the participation of several entities”, said Minister Bento Albuquerque.</p>
<p>According to the Director-General of ANP, the auction was successful. “It was a success because it was the biggest ever and raised the greatest bonus ever recorded in such an auction. And, mainly, because it was able to unlock a set of investments that will allow the collection and benefits of this wealth to come to the Brazilian society”, he said.</p>
<p> </p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.06_rodada.cessao.onerosa_Marcus.Almeida.jpg" alt="" /> <span style="font-size: 8pt;">Photo Credits: Marcus Almeida</span><br /><br /><br /></p>
<p style="text-align: left;">In the bidding rounds held under the production sharing regime, the signature bonus is fixed and the companies that offer the highest percentage of profit oil to the Federal State win. The profit oil is the remaining portion of the production after deducting the volumes corresponding to the company's costs and investments in the field operation and due royalties.</p>
<p>See below the results:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1" width="567">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="76">
<p><strong>Area</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Signature Bonus (R$) (fixed)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Profit oil offered (%)</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #e0dcdc; text-align: center; vertical-align: middle;" width="208">
<p><strong>Winning Company/Consortium</strong></p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="76">
<p>Búzios</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>68,194,000,000.00</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>23.24</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="208">
<p>Petrobras (90%)*; CNODC Brasil (5%); CNOOC Petroleum (5%)</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="76">
<p>Itapu</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>1,766,000,000.00</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="142">
<p>18.15</p>
</td>
<td style="vertical-align: middle; text-align: center;" width="208">
<p>Petrobras (100%)*</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p><span style="font-size: 8pt;"> *<em>Operator</em></span></p>]]>]]>
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| 298
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, realizada hoje (6/11), pela ANP, teve arrematadas duas das quatro áreas em oferta – Búzios e Itapu –, gerando uma arrecadação de R$ 69,96 bilhões em bônus de assinatura – recorde de arrecadação, que representa um valor superior ao somatório de todos os bônus oferecidos até hoje em rodadas no Brasil.<br /><br />Estiveram presentes na sessão pública de ofertas o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, o ministro da Infraestrutura, Tarcísio de Freitas, o secretário especial de Fazenda, Waldery Rodrigues Júnior, o senador Flávio Bolsonaro, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, os demais diretores da Agência, Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury e José Cesário Cecchi, entre outras autoridades.</p>
<p>“Dia marcante, simbólico e de muito sucesso. Foi um caso particular, único, uma construção complexa que foi feita com a participação de diversos órgãos”, afirmou o ministro Bento Albuquerque.<br /><br />Segundo o diretor-geral da ANP, o leilão foi bem sucedido. “Foi um sucesso, porque foi o maior já realizado e levantou o maior bônus já registrado num leilão dessa natureza. E, principalmente, porque foi capaz de destravar um conjunto de investimentos que vão permitir que a arrecadação e os benefícios dessa riqueza venham para a sociedade brasileira”, ressaltou.</p>
<p> </p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.06_rodada.cessao.onerosa_Marcus.Almeida.jpg" alt="" /> <span style="font-size: 8pt;">Crédito: Marcus Almeida</span><br /><br /><br />Nas rodadas sob o regime de partilha de produção, o bônus de assinatura é fixo e vencem as empresas que ofertarem o maior percentual de lucro óleo à União (ou seja, a parcela da produção, após descontados os volumes correspondentes aos custos e aos investimentos da empresa na operação e aos royalties devidos).<br /><br />Veja abaixo os resultados da sessão pública de ofertas:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto; width: 650px;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Área</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bônus de Assinatura (R$) (fixo)</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Percentual de excedente em óleo ofertado (%)</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Empresa / consórcio vencedor</strong></p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 71px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Búzios</p>
</td>
<td style="width: 142px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>68.194.000.000,00</p>
</td>
<td style="width: 204.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>23,24</p>
</td>
<td style="width: 209.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (90%)*; CNODC Brasil (5%); CNOOC Petroleum (5%)</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 71px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Itapu</p>
</td>
<td style="width: 142px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>1.766.000.000,00</p>
</td>
<td style="width: 204.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>18,15</p>
</td>
<td style="width: 209.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (100%)*</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p> <span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 298
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, realizada hoje (6/11), pela ANP, teve arrematadas duas das quatro áreas em oferta – Búzios e Itapu –, gerando uma arrecadação de R$ 69,96 bilhões em bônus de assinatura – recorde de arrecadação, que representa um valor superior ao somatório de todos os bônus oferecidos até hoje em rodadas no Brasil.<br /><br />Estiveram presentes na sessão pública de ofertas o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, o ministro da Infraestrutura, Tarcísio de Freitas, o secretário especial de Fazenda, Waldery Rodrigues Júnior, o senador Flávio Bolsonaro, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, os demais diretores da Agência, Amorelli Júnior, Aurélio Amaral, Felipe Kury e José Cesário Cecchi, entre outras autoridades.</p>
<p>“Dia marcante, simbólico e de muito sucesso. Foi um caso particular, único, uma construção complexa que foi feita com a participação de diversos órgãos”, afirmou o ministro Bento Albuquerque.<br /><br />Segundo o diretor-geral da ANP, o leilão foi bem sucedido. “Foi um sucesso, porque foi o maior já realizado e levantou o maior bônus já registrado num leilão dessa natureza. E, principalmente, porque foi capaz de destravar um conjunto de investimentos que vão permitir que a arrecadação e os benefícios dessa riqueza venham para a sociedade brasileira”, ressaltou.</p>
<p> </p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/2019.11/2019.11.06_rodada.cessao.onerosa_Marcus.Almeida.jpg" alt="" /> <span style="font-size: 8pt;">Crédito: Marcus Almeida</span><br /><br /><br />Nas rodadas sob o regime de partilha de produção, o bônus de assinatura é fixo e vencem as empresas que ofertarem o maior percentual de lucro óleo à União (ou seja, a parcela da produção, após descontados os volumes correspondentes aos custos e aos investimentos da empresa na operação e aos royalties devidos).<br /><br />Veja abaixo os resultados da sessão pública de ofertas:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto; width: 650px;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Área</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Bônus de Assinatura (R$) (fixo)</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Percentual de excedente em óleo ofertado (%)</strong></p>
</td>
<td style="border-color: #000000; background-color: #c7bfbf; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p><strong>Empresa / consórcio vencedor</strong></p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 71px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Búzios</p>
</td>
<td style="width: 142px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>68.194.000.000,00</p>
</td>
<td style="width: 204.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>23,24</p>
</td>
<td style="width: 209.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (90%)*; CNODC Brasil (5%); CNOOC Petroleum (5%)</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 71px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Itapu</p>
</td>
<td style="width: 142px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>1.766.000.000,00</p>
</td>
<td style="width: 204.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>18,15</p>
</td>
<td style="width: 209.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (100%)*</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p> <span style="font-size: 8pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p> </p>]]>]]>
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| 359
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>No mês de setembro de 2019, a produção de petróleo e gás natural no Brasil totalizou 3,738 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d). Os campos de Lula, Búzios e Sapinhoá, todos no pré-sal da Bacia de Santos, produziram 1,924 MMboe/d, o que corresponde a cerca de 51,5% da produção brasileira no mês. </p>
<p>A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,927 milhões de barris por dia (MMbbl/d), uma redução de 2,1% em relação ao mês anterior e um aumento de 17,8% em relação a setembro de 2018. Já a produção de gás natural foi de 129 milhões de metros cúbicos por dia (MMm<sup>3</sup>/d), uma redução de 3,4% em relação ao mês anterior e um aumento de 14,1% na comparação com setembro de 2018. O principal motivo para a queda na produção foi a parada programada do FPSO Pioneiro de Libra, no campo de Mero. </p>
<p>Os dados de produção de setembro estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>. </p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do Pré-sal, oriunda de 110 poços, foi de 1,827 MMbbl/d de petróleo e 73,3 MMm³/d de gás natural, totalizando 2,289 MMboe/d. Houve redução de 5,7% em relação ao mês anterior e aumento de 28,3% se comparada ao mesmo mês de 2018. A produção do Pré-sal correspondeu a 61,2% do total produzido no Brasil.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>Em setembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibilizados ao mercado 67,1 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,275 MMm³/d, uma redução de 1,4% se comparada ao mês anterior e aumento de 5,2% se comparada ao mesmo mês em 2018.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>Lula, na Bacia de Santos, foi o que mais produziu petróleo, uma média de 962 MMbbl/d. Também foi o maior produtor de gás natural: média de 39,7 MMm<sup>3</sup>/d.</p>
<p> </p>
<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,4% do petróleo e 80% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,9% do petróleo e do gás natural. Com relação aos campos operados pela Petrobras, com participação exclusiva, produziram 44% do total. A produção nacional ocorreu em 7.221 poços, sendo 655 marítimos e 6.566 terrestres.</p>
<p> </p>
<p><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.105.</p>
<p>Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 74.</p>
<p>A plataforma Petrobras 66 (P-66), produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 143,8 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 36 poços a ela interligados, produziu 8,6 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos de acumulações marginais</strong></p>
<p>Esses campos produziram 48,5 bbl/d de petróleo e 1,0 Mm³/d de gás natural. O campo de Itaparica, operado pela Newo, foi o maior produtor, com 16,7 boe/d.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em setembro de 2019, 293 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha da produção, operadas por 34 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 71 são marítimas e 229 terrestres. Do total das áreas produtoras, 10 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,5 sendo 36,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 52,7% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,9% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 109,7 Mboe/d, sendo 87,5 mil bbl/d de petróleo e 3,5 MM m³/d de gás natural. Desse total, 101,6 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 8,1 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 369 boe/d em Alagoas, 5.238 boe/d na Bahia, 17 boe/d no Espírito Santo, 2.298 boe/d no Rio Grande do Norte e 188 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>No mês de setembro de 2019, a produção de petróleo e gás natural no Brasil totalizou 3,738 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d). Os campos de Lula, Búzios e Sapinhoá, todos no pré-sal da Bacia de Santos, produziram 1,924 MMboe/d, o que corresponde a cerca de 51,5% da produção brasileira no mês. </p>
<p>A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,927 milhões de barris por dia (MMbbl/d), uma redução de 2,1% em relação ao mês anterior e um aumento de 17,8% em relação a setembro de 2018. Já a produção de gás natural foi de 129 milhões de metros cúbicos por dia (MMm<sup>3</sup>/d), uma redução de 3,4% em relação ao mês anterior e um aumento de 14,1% na comparação com setembro de 2018. O principal motivo para a queda na produção foi a parada programada do FPSO Pioneiro de Libra, no campo de Mero. </p>
<p>Os dados de produção de setembro estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>. </p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do Pré-sal, oriunda de 110 poços, foi de 1,827 MMbbl/d de petróleo e 73,3 MMm³/d de gás natural, totalizando 2,289 MMboe/d. Houve redução de 5,7% em relação ao mês anterior e aumento de 28,3% se comparada ao mesmo mês de 2018. A produção do Pré-sal correspondeu a 61,2% do total produzido no Brasil.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>Em setembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibilizados ao mercado 67,1 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,275 MMm³/d, uma redução de 1,4% se comparada ao mês anterior e aumento de 5,2% se comparada ao mesmo mês em 2018.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>Lula, na Bacia de Santos, foi o que mais produziu petróleo, uma média de 962 MMbbl/d. Também foi o maior produtor de gás natural: média de 39,7 MMm<sup>3</sup>/d.</p>
<p> </p>
<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,4% do petróleo e 80% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,9% do petróleo e do gás natural. Com relação aos campos operados pela Petrobras, com participação exclusiva, produziram 44% do total. A produção nacional ocorreu em 7.221 poços, sendo 655 marítimos e 6.566 terrestres.</p>
<p> </p>
<p><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.105.</p>
<p>Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 74.</p>
<p>A plataforma Petrobras 66 (P-66), produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 143,8 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 36 poços a ela interligados, produziu 8,6 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos de acumulações marginais</strong></p>
<p>Esses campos produziram 48,5 bbl/d de petróleo e 1,0 Mm³/d de gás natural. O campo de Itaparica, operado pela Newo, foi o maior produtor, com 16,7 boe/d.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em setembro de 2019, 293 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha da produção, operadas por 34 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 71 são marítimas e 229 terrestres. Do total das áreas produtoras, 10 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,5 sendo 36,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 52,7% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,9% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 109,7 Mboe/d, sendo 87,5 mil bbl/d de petróleo e 3,5 MM m³/d de gás natural. Desse total, 101,6 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 8,1 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 369 boe/d em Alagoas, 5.238 boe/d na Bahia, 17 boe/d no Espírito Santo, 2.298 boe/d no Rio Grande do Norte e 188 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 396
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realiza hoje, a partir das 14h, o VII Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SOMA) da ANP, no Rio de Janeiro. O evento visa criar um ambiente favorável para a avaliação do desempenho, discussão de assuntos relevantes e identificação de ações para melhoria contínua do tema.</p>
<p>Como o número de interessados foi maior do que a capacidade do auditório, o evento será transmitido online na página <a href="http://www.anp.gov.br/agenda-de-eventos/vii-workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-vii-soma" target="_blank" rel="noopener noreferrer">VII Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente (VII SOMA)</a>.</p>]]></description>]]>
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| 396
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realiza hoje, a partir das 14h, o VII Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SOMA) da ANP, no Rio de Janeiro. O evento visa criar um ambiente favorável para a avaliação do desempenho, discussão de assuntos relevantes e identificação de ações para melhoria contínua do tema.</p>
<p>Como o número de interessados foi maior do que a capacidade do auditório, o evento será transmitido online na página <a href="http://www.anp.gov.br/agenda-de-eventos/vii-workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-vii-soma" target="_blank" rel="noopener noreferrer">VII Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente (VII SOMA)</a>.</p>]]>]]>
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| 406
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP participa da OTC Brasil 2019, de 29 a 31/10, no Centro de Convenções SulAmérica, no Rio de Janeiro. </p>
<p>O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, será palestrante no café da manhã de abertura do evento. Ele falará sobre o tema “ANP: Twenty years of activities, our vision of the future and the opportunities risen from the new auctions” (“ANP: vinte anos de atividades, nossa visão do futuro e as oportunidades criadas com os novos leilões”).</p>
<p>Conheça também a programação que será realizada no estande da ANP no evento:</p>
<p><strong>29/10</strong></p>
<p><strong>12h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/5444-anp-lanca-primeiro-link-dedicado-para-envio-e-recebimento-de-dados" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Lançamento do primeiro link dedicado – que será utilizado pela Petrobras – para o envio e recebimento de dados no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP, com a presença do diretor Felipe Kury</a><br /><strong>14h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5445-clausula-de-pd-i-dos-contratos-de-e-p-e-os-aprimoramentos-da-sua-regulacao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “Cláusula de PD&I dos contratos de E&P e os aprimoramentos da sua regulação”, por José Carlos Tigre, assessor da Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da ANP</a><br /><strong>16h30</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5446-superintendencia-de-dados-tecnicos-da-anp-rumo-a-transformacao-digital" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “SDT rumo à transformação digital”, por Cláudio Jorge, superintendente de Dados Técnicos da ANP</a></p>
<p> </p>
<p><strong>30/10</strong></p>
<p><strong>14h00:</strong> <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5449-aspectos-gerais-da-minuta-de-resolucao-que-definira-os-procedimentos-para-apresentacao-de-garantias-financeiras-referentes-ao-descomissionamento-das-instalacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “Aspectos gerais da minuta de resolução que definirá os procedimentos para apresentação de garantias financeiras referentes ao descomissionamento das instalações”, por Marcelo Castilho, superintendente de Produção da ANP</a><br /><strong>15h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5450-lancamento-do-anuario-estatistico-brasileiro-do-petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Lançamento do Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2019”, por José Lopes, assessor técnico na Superintendência de Defesa da Concorrência e Estudos e Regulação Econômica da ANP</a><br /><strong>16h30</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5451-a-fase-de-exploracao-nos-contratos-de-e-p-no-brasil" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “A fase de exploração nos contratos de E&P no Brasil”, por Thamila Bastos, geóloga na Superintendência de Exploração da ANP</a></p>
<p> </p>
<p><strong>31/10</strong></p>
<p><strong>14h00:</strong> Palestra “Painel Dinâmico de Produção”, por Gustavo Menezes, chefe do Núcleo de Fiscalização da Produção da ANP</p>
<p> </p>
<p>Mais informações no <a href="http://www.otcbrasil.org/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">site oficial do evento.</a></p>]]></description>]]>
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| 406
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP participa da OTC Brasil 2019, de 29 a 31/10, no Centro de Convenções SulAmérica, no Rio de Janeiro. </p>
<p>O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, será palestrante no café da manhã de abertura do evento. Ele falará sobre o tema “ANP: Twenty years of activities, our vision of the future and the opportunities risen from the new auctions” (“ANP: vinte anos de atividades, nossa visão do futuro e as oportunidades criadas com os novos leilões”).</p>
<p>Conheça também a programação que será realizada no estande da ANP no evento:</p>
<p><strong>29/10</strong></p>
<p><strong>12h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/5444-anp-lanca-primeiro-link-dedicado-para-envio-e-recebimento-de-dados" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Lançamento do primeiro link dedicado – que será utilizado pela Petrobras – para o envio e recebimento de dados no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP, com a presença do diretor Felipe Kury</a><br /><strong>14h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5445-clausula-de-pd-i-dos-contratos-de-e-p-e-os-aprimoramentos-da-sua-regulacao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “Cláusula de PD&I dos contratos de E&P e os aprimoramentos da sua regulação”, por José Carlos Tigre, assessor da Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da ANP</a><br /><strong>16h30</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5446-superintendencia-de-dados-tecnicos-da-anp-rumo-a-transformacao-digital" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “SDT rumo à transformação digital”, por Cláudio Jorge, superintendente de Dados Técnicos da ANP</a></p>
<p> </p>
<p><strong>30/10</strong></p>
<p><strong>14h00:</strong> <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5449-aspectos-gerais-da-minuta-de-resolucao-que-definira-os-procedimentos-para-apresentacao-de-garantias-financeiras-referentes-ao-descomissionamento-das-instalacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “Aspectos gerais da minuta de resolução que definirá os procedimentos para apresentação de garantias financeiras referentes ao descomissionamento das instalações”, por Marcelo Castilho, superintendente de Produção da ANP</a><br /><strong>15h00</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5450-lancamento-do-anuario-estatistico-brasileiro-do-petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Lançamento do Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2019”, por José Lopes, assessor técnico na Superintendência de Defesa da Concorrência e Estudos e Regulação Econômica da ANP</a><br /><strong>16h30</strong>: <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/5451-a-fase-de-exploracao-nos-contratos-de-e-p-no-brasil" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Palestra “A fase de exploração nos contratos de E&P no Brasil”, por Thamila Bastos, geóloga na Superintendência de Exploração da ANP</a></p>
<p> </p>
<p><strong>31/10</strong></p>
<p><strong>14h00:</strong> Palestra “Painel Dinâmico de Produção”, por Gustavo Menezes, chefe do Núcleo de Fiscalização da Produção da ANP</p>
<p> </p>
<p>Mais informações no <a href="http://www.otcbrasil.org/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">site oficial do evento.</a></p>]]>]]>
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| 427
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP, em conjunto com a Marinha do Brasil e com o Ibama, se manifesta diariamente no site da Marinha, informando à sociedade sobre o combate às manchas de óleo.</p>
<p><a href="https://www.marinha.mil.br/notas-a-imprensa" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Acompanhe aqui as manifestações diárias sobre o combate às manchas de óleo.</a></p>
<p><a href="https://www.marinha.mil.br/manchasdeoleo/sobre" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Saiba mais sobre as ações de monitoramento e reduções de danos desde o início do aparecimento das manchas no litoral nordestino.</a></p>]]></description>]]>
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| 427
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP, em conjunto com a Marinha do Brasil e com o Ibama, se manifesta diariamente no site da Marinha, informando à sociedade sobre o combate às manchas de óleo.</p>
<p><a href="https://www.marinha.mil.br/notas-a-imprensa" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Acompanhe aqui as manifestações diárias sobre o combate às manchas de óleo.</a></p>
<p><a href="https://www.marinha.mil.br/manchasdeoleo/sobre" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Saiba mais sobre as ações de monitoramento e reduções de danos desde o início do aparecimento das manchas no litoral nordestino.</a></p>]]>]]>
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| 438
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p><em><strong>Ao todo, 17 empresas estão aptas a participar</strong></em></p>
<p>A ANP publicou hoje (15/10), no Diário Oficial da União, a lista das quatro últimas empresas aprovadas para participar da 6ª Rodada de Partilha de Produção - Pré-Sal. Compañia Española de Petróleos, S.A.U., Enauta Energia S.A., Equinor Brasil Energia Ltda. e Petrogal Brasil S.A., aprovadas em reunião da Comissão Especial de Licitação realizada em 14/10, somam-se às outras 13 empresas aprovadas em reunião de 02/10, totalizando 17 habilitadas para o leilão, previsto para 7 de novembro.</p>
<p>O total de inscritas é recorde para licitações no regime de partilha da produção, superando as 16 habilitadas para a 4ª Rodada de Partilha da Produção, realizada no ano passado. Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada.</p>
<p>Total de inscritas:</p>
<p>- BP Energy do Brasil Ltda.*<br />- Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.*<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.*<br />- CNOOC Petroleum Brasil Ltda.*<br />- Compañia Española de Petróleos, S.A.U.**<br />- Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.*<br />- Enauta Energia S.A.**<br />- Equinor Brasil Energia Ltda.**<br />- ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.*<br />- Murphy Exploration & Production Company*<br />- Petrobras*<br />- Petrogal Brasil S.A.**<br />- Petronas Petróleo Brasil Ltda.*<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda.*<br />- Repsol Sinopec Brasil S.A.*<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda.*<br />- Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.*</p>
<p> </p>
<p><span style="font-size: 10pt;">*Aprovadas em 02/10</span><br /><span style="font-size: 10pt;">**Aprovadas em 14/10</span></p>
<p>A lista das empresas inscritas também está disponível na página da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/participacao-e-pagamento" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6ª Rodada de Partilha</a>.</p>]]></description>]]>
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| 438
| <![CDATA[<![CDATA[<p><em><strong>Ao todo, 17 empresas estão aptas a participar</strong></em></p>
<p>A ANP publicou hoje (15/10), no Diário Oficial da União, a lista das quatro últimas empresas aprovadas para participar da 6ª Rodada de Partilha de Produção - Pré-Sal. Compañia Española de Petróleos, S.A.U., Enauta Energia S.A., Equinor Brasil Energia Ltda. e Petrogal Brasil S.A., aprovadas em reunião da Comissão Especial de Licitação realizada em 14/10, somam-se às outras 13 empresas aprovadas em reunião de 02/10, totalizando 17 habilitadas para o leilão, previsto para 7 de novembro.</p>
<p>O total de inscritas é recorde para licitações no regime de partilha da produção, superando as 16 habilitadas para a 4ª Rodada de Partilha da Produção, realizada no ano passado. Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada.</p>
<p>Total de inscritas:</p>
<p>- BP Energy do Brasil Ltda.*<br />- Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.*<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.*<br />- CNOOC Petroleum Brasil Ltda.*<br />- Compañia Española de Petróleos, S.A.U.**<br />- Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.*<br />- Enauta Energia S.A.**<br />- Equinor Brasil Energia Ltda.**<br />- ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.*<br />- Murphy Exploration & Production Company*<br />- Petrobras*<br />- Petrogal Brasil S.A.**<br />- Petronas Petróleo Brasil Ltda.*<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda.*<br />- Repsol Sinopec Brasil S.A.*<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda.*<br />- Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.*</p>
<p> </p>
<p><span style="font-size: 10pt;">*Aprovadas em 02/10</span><br /><span style="font-size: 10pt;">**Aprovadas em 14/10</span></p>
<p>A lista das empresas inscritas também está disponível na página da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/participacao-e-pagamento" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6ª Rodada de Partilha</a>.</p>]]>]]>
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| 454
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>The 16<sup>th</sup> Bidding Round collected R$ 8.9 billions in signature bonuses, a record value among the concession rounds already held in Brazil. The round will generate investments of at least R$ 1.58 billion in the first phase of the concession contracts alone (exploration phase). </p>
<p>Twelve of the 36 maritime blocks offered were acquired, with an average goodwill of signature bonus of 322.74%. The block C-M-541, in the Campos Basin, had the largest signature bonus ever offered to a block in concession rounds, about R$ 4.03 billion. In all, 11 companies from nine countries made offers, ten of which acquired blocks. The total area acquired was about 11.8 thousand km². </p>
<p>For the Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, present at the public session, the bid exceeded all expectations. “The auction had a record in offered signature bonus. This shows that the policy for the oil and natural gas sector is on track and opens new prospects for the Transfer of Rights Surplus Bidding Round and the 6<sup>th</sup> Production Sharing Round, which will be held this year”, he noted. </p>
<p>The Director-General of ANP, Décio Oddone, highlighted the importance of the investments that will be generated. “As a result of this round, we estimate from three to four new offshore platforms in the states of Rio de Janeiro and São Paulo, a production of 400 to 500 thousand barrels per day and a collection of around R$ 100 billion in taxes and government takes on the course of the projects ”, he said. </p>
<p>In addition to the Minister and ANP’s Director-General, other authorities, representatives of companies and the ANP directors Aurélio Amaral, Amorelli Júnior, Felipe Kury and Cesário Cecchi also attended.</p>
<p>Se below the blocks acquired in the 16<sup>th</sup> Round:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1" width="600">
<thead>
<tr>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p><strong>Name of the Basin</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p><strong>Name of the Sector</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p><strong>Name of the Block</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p><strong>Winning Company/Consortium</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Signature Bonus (R$)</strong></p>
</td>
</tr>
</thead>
<tbody>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-477</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petrobras (70%)*; BP Energy (30%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>2,045,000,000.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-541</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Total E&P do Brasil (40%)*; Petronas (20%); QPI Brasil (40%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>4,029,302,001.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-659</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>714,000,000.96 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-479</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>ExxonMobil Brasil (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>25,350,000.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-661</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>1,115,727,860.24</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-715</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>24,977,060.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-713</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>550,800,000.31 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-795</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Repsol (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>9,528,800.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-825</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Repsol (60%)*; Chevron (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>12,386.686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-845</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>26,955.686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>S-M-766</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>54,141,686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>S-M-1500</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>BP Energy (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>307,753,753.00</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p style="padding-left: 45px;"><em>*Operator</em></p>
<p>The signing of the contracts is planned to occur by February 14, 2020.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/34-10-10-2019-16-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer"><strong>+See the photo gallery of the public bidding session</strong></a><br /><br /></p>
<p><span style="font-size: 12pt;"><strong>Upcoming rounds</strong></span></p>
<p>The round calendar includes two more auctions for 2019: the <a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/transfer-of-rights-surplus-production-sharing-bidding-round" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Transfer of Rights Surplus Bidding Round</a> (November 6) and the <a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/6th-production-sharing-bidding-round" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6<sup>th</sup> Production Sharing Round</a>, with areas in the Pre-Salt Polygon (November 7), both in the production sharing regime.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>The 16<sup>th</sup> Bidding Round collected R$ 8.9 billions in signature bonuses, a record value among the concession rounds already held in Brazil. The round will generate investments of at least R$ 1.58 billion in the first phase of the concession contracts alone (exploration phase). </p>
<p>Twelve of the 36 maritime blocks offered were acquired, with an average goodwill of signature bonus of 322.74%. The block C-M-541, in the Campos Basin, had the largest signature bonus ever offered to a block in concession rounds, about R$ 4.03 billion. In all, 11 companies from nine countries made offers, ten of which acquired blocks. The total area acquired was about 11.8 thousand km². </p>
<p>For the Minister of Mines and Energy, Bento Albuquerque, present at the public session, the bid exceeded all expectations. “The auction had a record in offered signature bonus. This shows that the policy for the oil and natural gas sector is on track and opens new prospects for the Transfer of Rights Surplus Bidding Round and the 6<sup>th</sup> Production Sharing Round, which will be held this year”, he noted. </p>
<p>The Director-General of ANP, Décio Oddone, highlighted the importance of the investments that will be generated. “As a result of this round, we estimate from three to four new offshore platforms in the states of Rio de Janeiro and São Paulo, a production of 400 to 500 thousand barrels per day and a collection of around R$ 100 billion in taxes and government takes on the course of the projects ”, he said. </p>
<p>In addition to the Minister and ANP’s Director-General, other authorities, representatives of companies and the ANP directors Aurélio Amaral, Amorelli Júnior, Felipe Kury and Cesário Cecchi also attended.</p>
<p>Se below the blocks acquired in the 16<sup>th</sup> Round:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1" width="600">
<thead>
<tr>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p><strong>Name of the Basin</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p><strong>Name of the Sector</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p><strong>Name of the Block</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p><strong>Winning Company/Consortium</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #dbd5d5; text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p><strong>Signature Bonus (R$)</strong></p>
</td>
</tr>
</thead>
<tbody>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-477</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petrobras (70%)*; BP Energy (30%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>2,045,000,000.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-541</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Total E&P do Brasil (40%)*; Petronas (20%); QPI Brasil (40%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>4,029,302,001.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-659</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>714,000,000.96 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-479</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>ExxonMobil Brasil (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>25,350,000.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-661</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>1,115,727,860.24</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-715</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>24,977,060.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-713</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>550,800,000.31 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-795</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Repsol (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>9,528,800.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-825</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Repsol (60%)*; Chevron (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>12,386.686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>C-M-845</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>26,955.686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>S-M-766</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>54,141,686.00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="113">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="80">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="85">
<p>S-M-1500</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="180">
<p>BP Energy (100%)*</p>
</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: middle;" width="142">
<p>307,753,753.00</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p style="padding-left: 45px;"><em>*Operator</em></p>
<p>The signing of the contracts is planned to occur by February 14, 2020.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/34-10-10-2019-16-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer"><strong>+See the photo gallery of the public bidding session</strong></a><br /><br /></p>
<p><span style="font-size: 12pt;"><strong>Upcoming rounds</strong></span></p>
<p>The round calendar includes two more auctions for 2019: the <a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/transfer-of-rights-surplus-production-sharing-bidding-round" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Transfer of Rights Surplus Bidding Round</a> (November 6) and the <a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/6th-production-sharing-bidding-round" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6<sup>th</sup> Production Sharing Round</a>, with areas in the Pre-Salt Polygon (November 7), both in the production sharing regime.</p>
<p> </p>]]>]]>
|
| 702
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A 16ª Rodada de Licitações arrecadou R$ 8,9 bilhões em bônus de assinatura, valor recorde entre as rodadas no regime de concessão já realizadas no Brasil. A rodada irá gerar investimentos de, pelo menos, R$ 1,58 bilhão apenas na primeira fase dos contratos de concessão (fase de exploração). </p>
<p>Foram arrematados 12 dos 36 blocos marítimos ofertados, com ágio médio de bônus de assinatura de 322,74%. O bloco C-M-541, na Bacia de Campos, teve o maior bônus de assinatura já ofertado para um bloco em rodadas de concessão, cerca de R$ 4,03 bilhões. Ao todo, 11 empresas, originárias de nove países, fizeram ofertas, sendo que dez arremataram blocos. A área total arrematada foi de cerca de 11,8 mil km². </p>
<p>Para o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, presente na sessão pública de ofertas, a licitação superou todas as expectativas. “O leilão teve recorde em arrecadação de bônus de assinatura. Isso mostra que a política para o setor de petróleo e gás natural está no rumo certo e abre novas perspectivas para o Leilão do Excedente da Cessão Onerosa e a 6ª Rodada de Partilha, que serão realizados este ano”, observou. </p>
<p>Já o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, ressaltou a importância dos investimentos que serão gerados. “Como resultado dessa rodada, estimamos de três a quatro novas plataformas no litoral dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, uma produção de 400 a 500 mil barris por dia e arrecadação na ordem de R$ 100 bilhões em tributos e participações governamentais ao longo da vida dos projetos”, afirmou. </p>
<p>Além do ministro e do diretor-geral da ANP, também compareceram outras autoridades, representantes de empresas e os diretores da Agência Aurélio Amaral, Amorelli Júnior, Felipe Kury e Cesário Cecchi.</p>
<p>Veja abaixo os blocos arrematados na 16ª Rodada:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto; width: 663.5px;" border="1">
<thead>
<tr>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 84px;">
<p><strong>Nome da Bacia</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 78px;">
<p><strong>Nome do Setor</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 79px;">
<p><strong>Nome do Bloco</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 267px;">
<p><strong>Empresa/Consórcio </strong><strong>Vencedor</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 125.5px;">
<p><strong>Bônus </strong><strong>de assinatura (R$)</strong></p>
</td>
</tr>
</thead>
<tbody>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-477</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (70%)*; BP Energy (30%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>2.045.000.000,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-541</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Total E&P do Brasil (40%)*; Petronas (20%); QPI Brasil (40%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>4.029.302.001,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-659</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>714.000.000,96 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-479</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>ExxonMobil Brasil (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>25.350.000,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-661</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>1.115.727.860,24</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-715</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>24.977.060,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-713</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>550.800.000,31 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-795</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Repsol (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>9.528.800,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-825</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Repsol (60%)*; Chevron (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>12.386.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-845</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>26.955.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>S-M-766</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>54.141.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>S-M-1500</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>BP Energy (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>307.753.753,00</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p style="text-align: left; padding-left: 45px;"><span style="font-size: 10pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p>A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer até o dia 14 de fevereiro de 2020.</p>
<p><strong><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/34-10-10-2019-16-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+Veja a galeria de imagens da sessão pública de ofertas da 16ª Rodada de Licitações</a></strong><br /><br /></p>
<p><span style="font-size: 12pt;"><strong>Próximas rodadas</strong></span></p>
<p>O calendário de rodadas prevê ainda dois leilões para 2019: a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/rodada-de-licitacoes-de-partilha-de-producao-do-excedente-da-cessao-onerosa" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa</a> (6/11) e a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6ª Rodada de Partilha de Produção</a>, com áreas no Polígono do Pré-sal (7/11), ambas no regime de partilha da produção.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 702
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A 16ª Rodada de Licitações arrecadou R$ 8,9 bilhões em bônus de assinatura, valor recorde entre as rodadas no regime de concessão já realizadas no Brasil. A rodada irá gerar investimentos de, pelo menos, R$ 1,58 bilhão apenas na primeira fase dos contratos de concessão (fase de exploração). </p>
<p>Foram arrematados 12 dos 36 blocos marítimos ofertados, com ágio médio de bônus de assinatura de 322,74%. O bloco C-M-541, na Bacia de Campos, teve o maior bônus de assinatura já ofertado para um bloco em rodadas de concessão, cerca de R$ 4,03 bilhões. Ao todo, 11 empresas, originárias de nove países, fizeram ofertas, sendo que dez arremataram blocos. A área total arrematada foi de cerca de 11,8 mil km². </p>
<p>Para o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, presente na sessão pública de ofertas, a licitação superou todas as expectativas. “O leilão teve recorde em arrecadação de bônus de assinatura. Isso mostra que a política para o setor de petróleo e gás natural está no rumo certo e abre novas perspectivas para o Leilão do Excedente da Cessão Onerosa e a 6ª Rodada de Partilha, que serão realizados este ano”, observou. </p>
<p>Já o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, ressaltou a importância dos investimentos que serão gerados. “Como resultado dessa rodada, estimamos de três a quatro novas plataformas no litoral dos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, uma produção de 400 a 500 mil barris por dia e arrecadação na ordem de R$ 100 bilhões em tributos e participações governamentais ao longo da vida dos projetos”, afirmou. </p>
<p>Além do ministro e do diretor-geral da ANP, também compareceram outras autoridades, representantes de empresas e os diretores da Agência Aurélio Amaral, Amorelli Júnior, Felipe Kury e Cesário Cecchi.</p>
<p>Veja abaixo os blocos arrematados na 16ª Rodada:</p>
<p> </p>
<table style="margin-left: auto; margin-right: auto; width: 663.5px;" border="1">
<thead>
<tr>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 84px;">
<p><strong>Nome da Bacia</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 78px;">
<p><strong>Nome do Setor</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 79px;">
<p><strong>Nome do Bloco</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 267px;">
<p><strong>Empresa/Consórcio </strong><strong>Vencedor</strong></p>
</td>
<td style="background-color: #d6d0d0; text-align: center; vertical-align: middle; width: 125.5px;">
<p><strong>Bônus </strong><strong>de assinatura (R$)</strong></p>
</td>
</tr>
</thead>
<tbody>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-477</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petrobras (70%)*; BP Energy (30%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>2.045.000.000,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-541</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Total E&P do Brasil (40%)*; Petronas (20%); QPI Brasil (40%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>4.029.302.001,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-659</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>714.000.000,96 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-479</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>ExxonMobil Brasil (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>25.350.000,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-661</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>1.115.727.860,24</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP3</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-715</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Petronas (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>24.977.060,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-713</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Shell Brasil (40%)*; QPI Brasil (25%); Chevron (35%) </p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>550.800.000,31 </p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-795</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Repsol (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>9.528.800,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-825</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Repsol (60%)*; Chevron (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>12.386.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Campos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SC-AUP4</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>C-M-845</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>26.955.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>S-M-766</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Chevron (40%)*; Wintershall Brasil (20%); Repsol (40%)</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>54.141.686,00</p>
</td>
</tr>
<tr>
<td style="width: 84px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>Santos</p>
</td>
<td style="width: 78px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>SS-AUP5</p>
</td>
<td style="width: 79px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>S-M-1500</p>
</td>
<td style="width: 267px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>BP Energy (100%)*</p>
</td>
<td style="width: 125.5px; text-align: center; vertical-align: middle;">
<p>307.753.753,00</p>
</td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p style="text-align: left; padding-left: 45px;"><span style="font-size: 10pt;">*<em>Operadora</em></span></p>
<p>A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer até o dia 14 de fevereiro de 2020.</p>
<p><strong><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/34-10-10-2019-16-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+Veja a galeria de imagens da sessão pública de ofertas da 16ª Rodada de Licitações</a></strong><br /><br /></p>
<p><span style="font-size: 12pt;"><strong>Próximas rodadas</strong></span></p>
<p>O calendário de rodadas prevê ainda dois leilões para 2019: a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/rodada-de-licitacoes-de-partilha-de-producao-do-excedente-da-cessao-onerosa" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa</a> (6/11) e a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">6ª Rodada de Partilha de Produção</a>, com áreas no Polígono do Pré-sal (7/11), ambas no regime de partilha da produção.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 950
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP iniciou hoje (9/10) a consulta pública sobre minuta da resolução que revisa a Portaria ANP n° 249/2000. O regulamento trata dos procedimentos para controle das queimas e perdas de petróleo e gás natural nas atividades de E&P, incluindo as definições de casos enquadrados como queimas ordinárias, dispensadas de prévia autorização, e os procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias. O período de consulta será de 45 dias contados a partir de hoje (9/10) e a audiência pública será em 4/12. </p>
<p>A revisão reforça o trabalho da ANP no aprimoramento dos seus mecanismos regulatórios sobre o controle da queima de gás natural, considerando os avanços tecnológicos ocorridos, a mudança no cenário da produção do Brasil, principalmente em decorrência das jazidas do pré-sal, e a valorização do gás natural como recurso energético, no mundo e no Brasil, em especial, como fonte para termelétricas. </p>
<p>A iniciativa atende a Resolução CNPE nº 17/2017, que define, dentre as diretrizes a serem observadas na Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural pela ANP: fomentar, em bases econômicas, o aumento da participação da produção doméstica de gás natural no atendimento ao mercado brasileiro, inclusive pela redução da queima de gás natural nas atividades de exploração e produção. </p>
<p>A proposta de revisão do regulamento traz dispositivos que podem ser classificados em dois grupos: os relativos à regulamentação de procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias de gás natural, ou consideração de queimas ordinárias, já utilizados nas atividades de fiscalização, mas ainda não previstos no regulamento vigente; e também aqueles dedicados à implementação de novas ferramentas buscando a otimização do aproveitamento do recurso energético, mediante a redução dos percentuais de queima.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/5400-consulta-e-audiencia-publicas-n-22-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para ver os documentos e procedimentos para participação na consulta e na audiência pública</a></p>]]></description>]]>
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| 950
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP iniciou hoje (9/10) a consulta pública sobre minuta da resolução que revisa a Portaria ANP n° 249/2000. O regulamento trata dos procedimentos para controle das queimas e perdas de petróleo e gás natural nas atividades de E&P, incluindo as definições de casos enquadrados como queimas ordinárias, dispensadas de prévia autorização, e os procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias. O período de consulta será de 45 dias contados a partir de hoje (9/10) e a audiência pública será em 4/12. </p>
<p>A revisão reforça o trabalho da ANP no aprimoramento dos seus mecanismos regulatórios sobre o controle da queima de gás natural, considerando os avanços tecnológicos ocorridos, a mudança no cenário da produção do Brasil, principalmente em decorrência das jazidas do pré-sal, e a valorização do gás natural como recurso energético, no mundo e no Brasil, em especial, como fonte para termelétricas. </p>
<p>A iniciativa atende a Resolução CNPE nº 17/2017, que define, dentre as diretrizes a serem observadas na Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural pela ANP: fomentar, em bases econômicas, o aumento da participação da produção doméstica de gás natural no atendimento ao mercado brasileiro, inclusive pela redução da queima de gás natural nas atividades de exploração e produção. </p>
<p>A proposta de revisão do regulamento traz dispositivos que podem ser classificados em dois grupos: os relativos à regulamentação de procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias de gás natural, ou consideração de queimas ordinárias, já utilizados nas atividades de fiscalização, mas ainda não previstos no regulamento vigente; e também aqueles dedicados à implementação de novas ferramentas buscando a otimização do aproveitamento do recurso energético, mediante a redução dos percentuais de queima.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/5400-consulta-e-audiencia-publicas-n-22-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para ver os documentos e procedimentos para participação na consulta e na audiência pública</a></p>]]>]]>
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| 963
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP inicia hoje (9/10) consulta pública de 45 dias sobre revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>Trata-se de simplificação em relação aos atuais mecanismos de contabilização de conteúdo local em produtos importados, que viabilizará ganhos de eficiência, controle e rastreabilidade ao reporte e fiscalização de conteúdo local, sendo mantidos os incentivos para o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo mediante compromissos de contratação de fornecedores nacionais, que permanecem inalterados, privilegiando aqueles que contenham menor parcela de componentes importados em seus produtos produzidos no Brasil e viabilizando suas exportações.</p>
<p>A proposta deriva das alterações da política de conteúdo local introduzidas pelo CNPE e ocorridas a partir de 2017, além dos aditivos contratuais realizados à luz da Resolução ANP n° 726/2018, que introduziram flexibilidade às linhas de compromissos estipuladas nos editais e contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>A consulta pública estará aberta até o dia 25/11 e a audiência pública ocorrerá no dia 27/11.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para ver os documentos e procedimentos para participação</a></p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para acessar a atual Resolução ANP n° 19/2013 e obter mais informações sobre certificação de conteúdo local</a></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 963
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP inicia hoje (9/10) consulta pública de 45 dias sobre revisão pontual da Resolução ANP n° 19/2013, que dispõe sobre os critérios e procedimentos para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. O objetivo é permitir a certificação de produtos importados que contenham componentes nacionais incorporados, ainda que parcialmente, incluindo bens, sistemas e materiais certificados individualmente antes de sua exportação para incorporação ao produto importado.</p>
<p>Trata-se de simplificação em relação aos atuais mecanismos de contabilização de conteúdo local em produtos importados, que viabilizará ganhos de eficiência, controle e rastreabilidade ao reporte e fiscalização de conteúdo local, sendo mantidos os incentivos para o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo mediante compromissos de contratação de fornecedores nacionais, que permanecem inalterados, privilegiando aqueles que contenham menor parcela de componentes importados em seus produtos produzidos no Brasil e viabilizando suas exportações.</p>
<p>A proposta deriva das alterações da política de conteúdo local introduzidas pelo CNPE e ocorridas a partir de 2017, além dos aditivos contratuais realizados à luz da Resolução ANP n° 726/2018, que introduziram flexibilidade às linhas de compromissos estipuladas nos editais e contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>A consulta pública estará aberta até o dia 25/11 e a audiência pública ocorrerá no dia 27/11.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/5398-consulta-e-audiencia-publica-n-21-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para ver os documentos e procedimentos para participação</a></p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique aqui para acessar a atual Resolução ANP n° 19/2013 e obter mais informações sobre certificação de conteúdo local</a></p>
<p> </p>]]>]]>
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| 978
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (03/10), no Diário Oficial da União, lista com 13 empresas habilitadas para a 6ª Rodada de Partilha de Produção. Elas foram habilitadas em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL) realizada em 02 de outubro. </p>
<p>Outras quatro empresas manifestaram interesse em participar da rodada e a próxima reunião da Comissão para julgar as habilitações está agendada para 14/10. Com isso a 6ª Rodada de Partilha de Produção poderá ter o maior número de empresas habilitadas em licitações sob o regime de partilha de produção. </p>
<p>Empresas habilitadas até o momento:</p>
<p>1 – BP Energy do Brasil Ltda.</p>
<p>2 – Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.</p>
<p>3 – CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.</p>
<p>4 – CNOOC Petroleum Brasil Ltda.</p>
<p>5 – Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.</p>
<p>6 – ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.</p>
<p>7 – Murphy Exploration & Production Company</p>
<p>8 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras</p>
<p>9 – Petronas Petróleo Brasil Ltda.</p>
<p>10 – QPI Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>11 – Repsol Sinopec Brasil S.A.</p>
<p>12 – Shell Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>13 – Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.</p>
<p> </p>
<p>Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada. A habilitação é obrigatória e individual para cada interessada, mesmo para aquelas que pretendam apresentar oferta mediante consórcio. </p>
<p>A 6ª Rodada de Partilha de Produção está prevista para 7/11 e ofertará os blocos de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, distribuídos nas bacias de Santos e Campos. </p>
<p> </p>
<p><strong>A ANP fará dois leilões de áreas do pré-sal em novembro: a Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, no dia 6, e a 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção no dia 7. </strong></p>
<p>A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas da União, para a Petrobras. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no pré-sal, conforme detalhado no contrato firmado entre a União e a Petrobras.</p>
<p>Considerando a existência de volumes superiores ao limite máximo previsto no contrato, em 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar esse excedente, no regime de partilha da produção, na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A rodada, prevista para 6 de novembro, ofertará as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, na Bacia de Santos. </p>
<p>A diferença dessa rodada para os demais leilões no regime de partilha da produção é que serão ofertadas áreas já em desenvolvimento, sem risco exploratório.</p>
<p>Nas rodadas tradicionais de partilha, são ofertados blocos, ou seja, áreas ainda não exploradas, em que as empresas vencedoras precisarão fazer estudos para identificar se há ou não petróleo e/ou gás em quantidades comerciais (a chamada fase de exploração). É o caso da 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção, em que serão ofertados os blocos Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário, na Bacia de Santos, e Norte de Brava, na Bacia de Campos. </p>
<p>No caso do Excedente da Cessão Onerosa, a existência de hidrocarbonetos já está confirmada. As empresas disputarão volumes excedentes, ou seja, além dos cinco bilhões de barris aos quais a Petrobras tem direito.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 978
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (03/10), no Diário Oficial da União, lista com 13 empresas habilitadas para a 6ª Rodada de Partilha de Produção. Elas foram habilitadas em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL) realizada em 02 de outubro. </p>
<p>Outras quatro empresas manifestaram interesse em participar da rodada e a próxima reunião da Comissão para julgar as habilitações está agendada para 14/10. Com isso a 6ª Rodada de Partilha de Produção poderá ter o maior número de empresas habilitadas em licitações sob o regime de partilha de produção. </p>
<p>Empresas habilitadas até o momento:</p>
<p>1 – BP Energy do Brasil Ltda.</p>
<p>2 – Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.</p>
<p>3 – CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.</p>
<p>4 – CNOOC Petroleum Brasil Ltda.</p>
<p>5 – Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.</p>
<p>6 – ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.</p>
<p>7 – Murphy Exploration & Production Company</p>
<p>8 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras</p>
<p>9 – Petronas Petróleo Brasil Ltda.</p>
<p>10 – QPI Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>11 – Repsol Sinopec Brasil S.A.</p>
<p>12 – Shell Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>13 – Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.</p>
<p> </p>
<p>Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada. A habilitação é obrigatória e individual para cada interessada, mesmo para aquelas que pretendam apresentar oferta mediante consórcio. </p>
<p>A 6ª Rodada de Partilha de Produção está prevista para 7/11 e ofertará os blocos de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, distribuídos nas bacias de Santos e Campos. </p>
<p> </p>
<p><strong>A ANP fará dois leilões de áreas do pré-sal em novembro: a Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, no dia 6, e a 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção no dia 7. </strong></p>
<p>A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas da União, para a Petrobras. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no pré-sal, conforme detalhado no contrato firmado entre a União e a Petrobras.</p>
<p>Considerando a existência de volumes superiores ao limite máximo previsto no contrato, em 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar esse excedente, no regime de partilha da produção, na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A rodada, prevista para 6 de novembro, ofertará as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, na Bacia de Santos. </p>
<p>A diferença dessa rodada para os demais leilões no regime de partilha da produção é que serão ofertadas áreas já em desenvolvimento, sem risco exploratório.</p>
<p>Nas rodadas tradicionais de partilha, são ofertados blocos, ou seja, áreas ainda não exploradas, em que as empresas vencedoras precisarão fazer estudos para identificar se há ou não petróleo e/ou gás em quantidades comerciais (a chamada fase de exploração). É o caso da 6ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção, em que serão ofertados os blocos Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário, na Bacia de Santos, e Norte de Brava, na Bacia de Campos. </p>
<p>No caso do Excedente da Cessão Onerosa, a existência de hidrocarbonetos já está confirmada. As empresas disputarão volumes excedentes, ou seja, além dos cinco bilhões de barris aos quais a Petrobras tem direito.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1013
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (30/09), no Diário Oficial da União, a lista das 14 empresas habilitadas para a Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, prevista para 6 de novembro. Elas foram aprovadas em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL) realizada em 27/9.</p>
<p>Empresas:</p>
<p>1 – BP Energy do Brasil Ltda.</p>
<p>2 – Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.</p>
<p>3 – CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.</p>
<p>4 – CNOOC Petroleum Brasil Ltda.</p>
<p>5 – Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.</p>
<p>6 – Equinor Brasil Energia Ltda.</p>
<p>7 – ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.</p>
<p>8 – Petrogal Brasil S.A.</p>
<p>9 – Petrobras</p>
<p>10 – Petronas Petróleo Brasil Ltda.</p>
<p>11 – QPI Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>12 – Shell Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>13 – Total E&P do Brasil Ltda.</p>
<p>14 – Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.</p>
<p> </p>
<p>Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada.</p>
<p> </p>
<p><strong>O que é a Rodada do Excedente da Cessão Onerosa</strong></p>
<p>A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas da União, para a Petrobras. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no pré-sal, conforme detalhado no contrato firmado entre a União e a Petrobras.</p>
<p>Considerando a existência de volumes superiores ao limite máximo previsto no contrato, em 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar esse excedente, no regime de partilha da produção, na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A rodada, prevista para 6 de novembro, ofertará as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, na Bacia de Santos.</p>
<p>A diferença dessa rodada para os demais leilões no regime de partilha da produção é que serão ofertadas áreas de desenvolvimento, sem risco exploratório. Nas rodadas tradicionais de partilha, são ofertados blocos, ou seja, áreas ainda não exploradas, em que as empresas vencedoras precisarão fazer estudos para identificar se há ou não petróleo e/ou gás em quantidades comerciais (a chamada fase de exploração). No caso da Cessão Onerosa, como a Petrobras já realizou a fase de exploração e declarou comercialidade das áreas, não há esse risco. As empresas disputarão volumes excedentes, ou seja, além dos cinco bilhões de barris aos quais a Petrobras tem direito.</p>
<p><a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/rodada-de-licitacoes-de-partilha-de-producao-do-excedente-da-cessao-onerosa/participacao-pagamento" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja mais informações no site das Rodadas da ANP.</a></p>]]></description>]]>
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| 1013
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (30/09), no Diário Oficial da União, a lista das 14 empresas habilitadas para a Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, prevista para 6 de novembro. Elas foram aprovadas em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL) realizada em 27/9.</p>
<p>Empresas:</p>
<p>1 – BP Energy do Brasil Ltda.</p>
<p>2 – Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.</p>
<p>3 – CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.</p>
<p>4 – CNOOC Petroleum Brasil Ltda.</p>
<p>5 – Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.</p>
<p>6 – Equinor Brasil Energia Ltda.</p>
<p>7 – ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.</p>
<p>8 – Petrogal Brasil S.A.</p>
<p>9 – Petrobras</p>
<p>10 – Petronas Petróleo Brasil Ltda.</p>
<p>11 – QPI Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>12 – Shell Brasil Petróleo Ltda.</p>
<p>13 – Total E&P do Brasil Ltda.</p>
<p>14 – Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.</p>
<p> </p>
<p>Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada.</p>
<p> </p>
<p><strong>O que é a Rodada do Excedente da Cessão Onerosa</strong></p>
<p>A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas da União, para a Petrobras. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no pré-sal, conforme detalhado no contrato firmado entre a União e a Petrobras.</p>
<p>Considerando a existência de volumes superiores ao limite máximo previsto no contrato, em 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar esse excedente, no regime de partilha da produção, na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A rodada, prevista para 6 de novembro, ofertará as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, na Bacia de Santos.</p>
<p>A diferença dessa rodada para os demais leilões no regime de partilha da produção é que serão ofertadas áreas de desenvolvimento, sem risco exploratório. Nas rodadas tradicionais de partilha, são ofertados blocos, ou seja, áreas ainda não exploradas, em que as empresas vencedoras precisarão fazer estudos para identificar se há ou não petróleo e/ou gás em quantidades comerciais (a chamada fase de exploração). No caso da Cessão Onerosa, como a Petrobras já realizou a fase de exploração e declarou comercialidade das áreas, não há esse risco. As empresas disputarão volumes excedentes, ou seja, além dos cinco bilhões de barris aos quais a Petrobras tem direito.</p>
<p><a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/rodada-de-licitacoes-de-partilha-de-producao-do-excedente-da-cessao-onerosa/participacao-pagamento" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja mais informações no site das Rodadas da ANP.</a></p>]]>]]>
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| 1045
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP disponiliza o <a href="http://www.anp.gov.br/images/Artigos/informes/2019/informe-005-2019.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Informe nº 005/2019</a> da Superintendência de Conteúdo Local (SCL), com orientações relativas a Certificação de Conteúdo Local de Contratos de Afretamento de Embarcações de Apoio e de Aeronaves, do tipo Conjunto.</p>
<p>A Agência também se coloca à disposição para esclarecimentos adicionais e orientações acerca dos procedimentos previstos no Informe SCL n° 005/2019.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/informes-sobre-certificacao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja os demais informes, com orientações quanto aos processos de medição e certificação de Conteúdo Local</a></p>]]></description>]]>
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| 1045
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP disponiliza o <a href="http://www.anp.gov.br/images/Artigos/informes/2019/informe-005-2019.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Informe nº 005/2019</a> da Superintendência de Conteúdo Local (SCL), com orientações relativas a Certificação de Conteúdo Local de Contratos de Afretamento de Embarcações de Apoio e de Aeronaves, do tipo Conjunto.</p>
<p>A Agência também se coloca à disposição para esclarecimentos adicionais e orientações acerca dos procedimentos previstos no Informe SCL n° 005/2019.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/informes-sobre-certificacao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja os demais informes, com orientações quanto aos processos de medição e certificação de Conteúdo Local</a></p>]]>]]>
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| 1056
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP lança hoje (05/06) ferramenta que fornece a estimativa anual de arrecadação de Participação Especial (PE) para o País, os estados e os municípios nos próximos cinco anos. A PE é uma compensação financeira extraordinária devida pelas empresas como remuneração à sociedade pela exploração de petróleo e gás natural, recursos não renováveis.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/royalties-e-outras-participacoes/estimativa-participacao-especial-pe" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui para acessar a ferramenta</a>. Para obter os dados, é preciso selecionar o Estado e/ou o Município, para que os royalties estimados sejam disponibilizados na tela, com a data e hora em que foram gerados. Só estão disponíveis para consulta os estados e municípios que recebem PE.</p>
<p>Diferentemente dos royalties, que são pagos mensalmente por todos os campos produtores, a PE é paga trimestralmente pelas empresas apenas para campos com grande volume de produção e/ou grande rentabilidade.</p>
<p>Os valores são recolhidos à Secretaria do Tesouro Nacional (STN), que repassa os recursos aos beneficiários com base nos cálculos efetuados pela ANP, de acordo com a legislação em vigor, na seguinte proporção: 50% para a União, 40% para os estados e 10% para os municípios produtores.</p>
<p>Os recursos oriundos da PE são finitos, porque só são pagos enquanto houver produção e rentabilidade no campo de petróleo e/ou gás natural. E são variáveis porque têm como base de cálculo o volume de produção dos campos de petróleo e gás (que tende a declinar com o passar dos anos), a cotação do dólar e os preços internacionais do petróleo e do gás natural, ou seja, fatores que se alteram ao longo do tempo.</p>
<p>Assim, as estimativas que a ANP está disponibilizando são realizadas a partir das seguintes variáveis: volumes de produção dos poços e campos declarados pelas empresas, receita líquida (receita após deduções de gastos autorizadas em lei) apurada pelas empresas para os campos, preços de referência do petróleo e do gás natural, taxas de câmbio e alíquotas progressivas (que variam de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume).</p>
<p>Em função das incertezas inerentes a essas variáveis, não há qualquer garantia de efetivação das estimativas ao longo do período simulado.</p>
<p>A ANP lançou, em 17 de maio, <a href="http://www.anp.gov.br/royalties-e-outras-participacoes/estimativa-royalties" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ferramenta para geração de estimativas de royalties</a>.</p>
<p>As estimativas de royalties e as de Participação Especial são iniciativas da ANP para aumentar a transparência das informações prestadas ao cidadão, aos entes federativos, aos agentes regulados, aos órgãos de controle e à sociedade em geral.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP lança hoje (05/06) ferramenta que fornece a estimativa anual de arrecadação de Participação Especial (PE) para o País, os estados e os municípios nos próximos cinco anos. A PE é uma compensação financeira extraordinária devida pelas empresas como remuneração à sociedade pela exploração de petróleo e gás natural, recursos não renováveis.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/royalties-e-outras-participacoes/estimativa-participacao-especial-pe" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui para acessar a ferramenta</a>. Para obter os dados, é preciso selecionar o Estado e/ou o Município, para que os royalties estimados sejam disponibilizados na tela, com a data e hora em que foram gerados. Só estão disponíveis para consulta os estados e municípios que recebem PE.</p>
<p>Diferentemente dos royalties, que são pagos mensalmente por todos os campos produtores, a PE é paga trimestralmente pelas empresas apenas para campos com grande volume de produção e/ou grande rentabilidade.</p>
<p>Os valores são recolhidos à Secretaria do Tesouro Nacional (STN), que repassa os recursos aos beneficiários com base nos cálculos efetuados pela ANP, de acordo com a legislação em vigor, na seguinte proporção: 50% para a União, 40% para os estados e 10% para os municípios produtores.</p>
<p>Os recursos oriundos da PE são finitos, porque só são pagos enquanto houver produção e rentabilidade no campo de petróleo e/ou gás natural. E são variáveis porque têm como base de cálculo o volume de produção dos campos de petróleo e gás (que tende a declinar com o passar dos anos), a cotação do dólar e os preços internacionais do petróleo e do gás natural, ou seja, fatores que se alteram ao longo do tempo.</p>
<p>Assim, as estimativas que a ANP está disponibilizando são realizadas a partir das seguintes variáveis: volumes de produção dos poços e campos declarados pelas empresas, receita líquida (receita após deduções de gastos autorizadas em lei) apurada pelas empresas para os campos, preços de referência do petróleo e do gás natural, taxas de câmbio e alíquotas progressivas (que variam de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume).</p>
<p>Em função das incertezas inerentes a essas variáveis, não há qualquer garantia de efetivação das estimativas ao longo do período simulado.</p>
<p>A ANP lançou, em 17 de maio, <a href="http://www.anp.gov.br/royalties-e-outras-participacoes/estimativa-royalties" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ferramenta para geração de estimativas de royalties</a>.</p>
<p>As estimativas de royalties e as de Participação Especial são iniciativas da ANP para aumentar a transparência das informações prestadas ao cidadão, aos entes federativos, aos agentes regulados, aos órgãos de controle e à sociedade em geral.</p>]]>]]>
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| 1073
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Tanto a produção de petróleo quanto a de gás no Brasil cresceram, em abril, pela segunda vez consecutiva, em comparação com março e com o mesmo mês de 2018. Somadas, totalizaram 3,314 de milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>Em abril, a produção de petróleo foi de 2,604 milhões de barris por dia (bbl/d), com um aumento de 1,7% em relação a março e de 0,3% se comparada com o mesmo mês do ano anterior. A produção de gás natural chegou 113 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um incremento de 1,3% em relação ao mês anterior e de 3,8% se comparada ao mesmo mês no ano passado.</p>
<p>Os dados de produção de abril estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal aproximou-se um pouco mais dos 60% da produção nacional total, chegando a 59,8%, contra 59,4% no mês anterior. Cresceu, em abril, 2,3% em relação ao mês anterior e 10,9% na comparação com o mesmo mês de 2018. É a segunda vez consecutiva que a produção do pré-sal cresce mais de 10% em relação ao mesmo período de 2018. Em março, o aumento foi de 11%.</p>
<p>Em abril, a produção, oriunda de 94 poços, foi de 1,572 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e de 64,9 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m³/d). O total foi de 1,980 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento do gás natural em abril manteve-se estável em relação a março, correspondendo a 94,7% do total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 55,3 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia). A queima de gás aumentou 2,8% se comparada com o mês anterior, e 76,5% se comparada ao mesmo mês de 2018.</p>
<p>A queima de gás totalizou 6,0 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d). A principal justificativa para o aumento em abril foi a continuidade dos comissionamentos das plataformas FPSO P-76 e P-77, ambas localizadas no campo de Búzios.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o que mais produziu petróleo e gás, com uma média de 873 mil de barris de petróleo por dia (bbl/d) e de 37,2 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m³/dia).</p>
<p> </p>
<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,0% do petróleo e 83,1% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 94,6% do petróleo e do gás natural. A produção nacional ocorreu em 7.186 poços, sendo 671 marítimos e 6.515 terrestres.</p>
<p> </p>
<p><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.117.<br />Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 72.</p>
<p>Da Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no Campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, foram extraídos 148,2 mil barris por dia (bbl/d) e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, nos Campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, produziu 8,9 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), por meio de 38 poços a ela interligados, e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos de Acumulações Marginais:</strong></p>
<p>Esses campos produziram 69,6 barris de petróleo por dia (bbl/d) e 6,6 mil metros cúbicos de gás natural por dia (m³/d). O Campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor com 38,9 barris de óleo equivalente por dia boe/d.<br /> <br /><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em abril de 2019, 306 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 34 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 234 terrestres. Do total das áreas produtoras, 12 são relativas a contratos de áreas contendo Acumulações Marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,6 sendo 37,8 % da produção considerada óleo leve (>=31°API), 52,1 % óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,1 % óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 107,7 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), sendo 84,6 mil barris por dia (bbl/d) de petróleo e 3,7 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural. Desse total, 100,8 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d) foram produzidos pela Petrobras e 6,9 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 372 boe/d em Alagoas, 3.578 boe/d na Bahia, 27 boe/d no Espírito Santo, 2.725 boe/d no Rio Grande do Norte e 205 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Tanto a produção de petróleo quanto a de gás no Brasil cresceram, em abril, pela segunda vez consecutiva, em comparação com março e com o mesmo mês de 2018. Somadas, totalizaram 3,314 de milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>Em abril, a produção de petróleo foi de 2,604 milhões de barris por dia (bbl/d), com um aumento de 1,7% em relação a março e de 0,3% se comparada com o mesmo mês do ano anterior. A produção de gás natural chegou 113 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um incremento de 1,3% em relação ao mês anterior e de 3,8% se comparada ao mesmo mês no ano passado.</p>
<p>Os dados de produção de abril estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal aproximou-se um pouco mais dos 60% da produção nacional total, chegando a 59,8%, contra 59,4% no mês anterior. Cresceu, em abril, 2,3% em relação ao mês anterior e 10,9% na comparação com o mesmo mês de 2018. É a segunda vez consecutiva que a produção do pré-sal cresce mais de 10% em relação ao mesmo período de 2018. Em março, o aumento foi de 11%.</p>
<p>Em abril, a produção, oriunda de 94 poços, foi de 1,572 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e de 64,9 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m³/d). O total foi de 1,980 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
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<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento do gás natural em abril manteve-se estável em relação a março, correspondendo a 94,7% do total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 55,3 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia). A queima de gás aumentou 2,8% se comparada com o mês anterior, e 76,5% se comparada ao mesmo mês de 2018.</p>
<p>A queima de gás totalizou 6,0 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d). A principal justificativa para o aumento em abril foi a continuidade dos comissionamentos das plataformas FPSO P-76 e P-77, ambas localizadas no campo de Búzios.</p>
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<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o que mais produziu petróleo e gás, com uma média de 873 mil de barris de petróleo por dia (bbl/d) e de 37,2 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (m³/dia).</p>
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<p><strong>Origem da produção</strong></p>
<p>Os campos marítimos produziram 96,0% do petróleo e 83,1% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras produziram 94,6% do petróleo e do gás natural. A produção nacional ocorreu em 7.186 poços, sendo 671 marítimos e 6.515 terrestres.</p>
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<p><strong>Destaques</strong></p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.117.<br />Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 72.</p>
<p>Da Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no Campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, foram extraídos 148,2 mil barris por dia (bbl/d) e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, nos Campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, produziu 8,9 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), por meio de 38 poços a ela interligados, e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
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<p><strong>Campos de Acumulações Marginais:</strong></p>
<p>Esses campos produziram 69,6 barris de petróleo por dia (bbl/d) e 6,6 mil metros cúbicos de gás natural por dia (m³/d). O Campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor com 38,9 barris de óleo equivalente por dia boe/d.<br /> <br /><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em abril de 2019, 306 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 34 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 234 terrestres. Do total das áreas produtoras, 12 são relativas a contratos de áreas contendo Acumulações Marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,6 sendo 37,8 % da produção considerada óleo leve (>=31°API), 52,1 % óleo médio (>=22 API e <31 API) e 10,1 % óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 107,7 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), sendo 84,6 mil barris por dia (bbl/d) de petróleo e 3,7 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural. Desse total, 100,8 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d) foram produzidos pela Petrobras e 6,9 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 372 boe/d em Alagoas, 3.578 boe/d na Bahia, 27 boe/d no Espírito Santo, 2.725 boe/d no Rio Grande do Norte e 205 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 1109
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (17/5) resolução que regulamenta os procedimentos a serem adotados nos processos de cessão de contratos de exploração e produção, nas mudanças de operador, nas isenções e substituições de garantias de performance, nas alterações de controle societário e na constituição de garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P. A proposta da ANP tem como objetivo dar maior segurança jurídica para as operações, na medida em que concentra em uma única norma os procedimentos de cessão de contratos, atualmente descritos nos contratos, em orientações disponíveis no site da Agência e em pareceres da Procuradoria Federal. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão dos contratos de concessão e das demais operações mencionadas acima, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>A nova resolução traz como novidade a introdução de regra que permite que, nas cessões de contratos envolvendo campos maduros, a cessionária possa, junto com a cedente, apresentar novo plano de desenvolvimento, que poderá inclusive subsidiar pedido de prorrogação contratual, e deverá ser aprovado concomitantemente com o pedido de autorização de cessão.</p>
<p>A nova resolução não restringe as garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P a modalidades específicas. Entre os mecanismos disponíveis ao mercado internacional, está o Reserve Based Lending (RBL), que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários. Esse modelo é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. A ANP espera que essa modalidade facilite a cessão de campos maduros, contribuindo para o aumento dos investimentos e do fator de recuperação da produção no Brasil.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (17/5) resolução que regulamenta os procedimentos a serem adotados nos processos de cessão de contratos de exploração e produção, nas mudanças de operador, nas isenções e substituições de garantias de performance, nas alterações de controle societário e na constituição de garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P. A proposta da ANP tem como objetivo dar maior segurança jurídica para as operações, na medida em que concentra em uma única norma os procedimentos de cessão de contratos, atualmente descritos nos contratos, em orientações disponíveis no site da Agência e em pareceres da Procuradoria Federal. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão dos contratos de concessão e das demais operações mencionadas acima, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>A nova resolução traz como novidade a introdução de regra que permite que, nas cessões de contratos envolvendo campos maduros, a cessionária possa, junto com a cedente, apresentar novo plano de desenvolvimento, que poderá inclusive subsidiar pedido de prorrogação contratual, e deverá ser aprovado concomitantemente com o pedido de autorização de cessão.</p>
<p>A nova resolução não restringe as garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P a modalidades específicas. Entre os mecanismos disponíveis ao mercado internacional, está o Reserve Based Lending (RBL), que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários. Esse modelo é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. A ANP espera que essa modalidade facilite a cessão de campos maduros, contribuindo para o aumento dos investimentos e do fator de recuperação da produção no Brasil.</p>]]>]]>
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| 1120
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A Oferta Permanente de Áreas para Exploração e Produção passa a contar com 600 blocos com risco exploratório e, também, com áreas com acumulações marginais, num total de 14. O número de áreas em oferta foi ampliado com a aprovação, pela diretoria da ANP, em 16/5, da inclusão de mais 442 blocos e das áreas com acumulações marginais. Veja as áreas oferecidas na página da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a>.</p>
<p>Passam agora a estar em oferta 527 blocos nas bacias terrestres do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Paraná, Parnaíba e Tucano, bem como 73 blocos nas bacias marítimas de Campos. Santos, Sergipe-Alagoas, Ceará e Potiguar. As 14 áreas com acumulações marginais estão nas bacias Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. A área total disponível totaliza 191.390,32 km². As áreas selecionadas atendem a diferentes perfis de empresas.</p>
<p>O processo consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à Agência.</p>
<p>No momento, 31 empresas estão aptas a apresentar declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta. A partir dessa manifestação de interesse para uma ou mais áreas, tem início um ciclo e é marcada uma sessão pública de ofertas, na qual outras empresas também podem concorrer, conforme cronograma a ser definido pela Comissão Especial de Licitação.</p>]]></description>]]>
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| 1120
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A Oferta Permanente de Áreas para Exploração e Produção passa a contar com 600 blocos com risco exploratório e, também, com áreas com acumulações marginais, num total de 14. O número de áreas em oferta foi ampliado com a aprovação, pela diretoria da ANP, em 16/5, da inclusão de mais 442 blocos e das áreas com acumulações marginais. Veja as áreas oferecidas na página da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a>.</p>
<p>Passam agora a estar em oferta 527 blocos nas bacias terrestres do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Paraná, Parnaíba e Tucano, bem como 73 blocos nas bacias marítimas de Campos. Santos, Sergipe-Alagoas, Ceará e Potiguar. As 14 áreas com acumulações marginais estão nas bacias Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. A área total disponível totaliza 191.390,32 km². As áreas selecionadas atendem a diferentes perfis de empresas.</p>
<p>O processo consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à Agência.</p>
<p>No momento, 31 empresas estão aptas a apresentar declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta. A partir dessa manifestação de interesse para uma ou mais áreas, tem início um ciclo e é marcada uma sessão pública de ofertas, na qual outras empresas também podem concorrer, conforme cronograma a ser definido pela Comissão Especial de Licitação.</p>]]>]]>
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| 1132
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em março de 2019, a produção de petróleo e gás no Brasil cresceu em comparação tanto com o mês anterior quanto com o mesmo mês em 2018. Ambas totalizaram 3,261 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>A produção de petróleo no período foi de 2,56 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 2,8% em relação ao mês anterior e de 0,1%, se comparada com o mesmo mês em 2018. Já a produção de gás natural foi de 111 milhões m³/d, crescendo 1,2% em comparação ao mês anterior e 4,2 % em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p>Os dados de produção de março estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em março totalizou 1,936 milhão de boe/d, um crescimento de 6% em relação ao mês anterior e de 11% se comparada ao mesmo mês de 2018.</p>
<p>Foram produzidos 1,542 milhão de barris de petróleo por dia e 62,7 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 91 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em março foi de 59,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de março alcançou 94,7% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 57,1 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 5,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 15% se comparada ao mês anterior e de 76,9% em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p>As principais justificativas para o aumento na queima de gás neste mês são os inícios dos comissionamentos das plataformas FPSO P-76 e P-77, ambas localizadas no campo de Búzios.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 909 mil bbl/d de petróleo e 38 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 82,4% do gás natural. A produção ocorreu em 7.254 poços, sendo 684 marítimos e 6.570 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94,9% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.125. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 66.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 150 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em março de 2019, 308 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 236 terrestres. Do total das áreas produtoras, 12 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,6, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48,9% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 11,4% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,5 mil boe/d, sendo 85,9 mil bbl/d de petróleo e 3,9 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 103 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 7,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 352 boe/d em Alagoas, 4.203 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 2.712 boe/d no Rio Grande do Norte e 186 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| 1132
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em março de 2019, a produção de petróleo e gás no Brasil cresceu em comparação tanto com o mês anterior quanto com o mesmo mês em 2018. Ambas totalizaram 3,261 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>A produção de petróleo no período foi de 2,56 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 2,8% em relação ao mês anterior e de 0,1%, se comparada com o mesmo mês em 2018. Já a produção de gás natural foi de 111 milhões m³/d, crescendo 1,2% em comparação ao mês anterior e 4,2 % em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p>Os dados de produção de março estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em março totalizou 1,936 milhão de boe/d, um crescimento de 6% em relação ao mês anterior e de 11% se comparada ao mesmo mês de 2018.</p>
<p>Foram produzidos 1,542 milhão de barris de petróleo por dia e 62,7 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 91 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em março foi de 59,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de março alcançou 94,7% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 57,1 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 5,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 15% se comparada ao mês anterior e de 76,9% em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p>As principais justificativas para o aumento na queima de gás neste mês são os inícios dos comissionamentos das plataformas FPSO P-76 e P-77, ambas localizadas no campo de Búzios.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 909 mil bbl/d de petróleo e 38 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 82,4% do gás natural. A produção ocorreu em 7.254 poços, sendo 684 marítimos e 6.570 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94,9% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.125. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 66.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 150 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em março de 2019, 308 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 236 terrestres. Do total das áreas produtoras, 12 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,6, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48,9% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 11,4% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,5 mil boe/d, sendo 85,9 mil bbl/d de petróleo e 3,9 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 103 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 7,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 352 boe/d em Alagoas, 4.203 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 2.712 boe/d no Rio Grande do Norte e 186 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 1160
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (10/4), no Rio de Janeiro, a audiência pública sobre o pré-edital e a minuta de contrato da 16ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, prevista para ser realizada no dia 10 de outubro. Durante o período de consulta pública, a Agência recebeu 104 contribuições relativas ao pré-edital e 348 sobre a minuta de contrato.</p>
<p>Entre as principais alterações propostas com relação ao edital da 15ª Rodada, destacam-se as alterações decorrentes do início da utilização do <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco/sistema-eletronico-de-informacoes-sei" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Sistema Eletrônico de Informações</a> (SEI) nas rodadas de licitações da ANP, com a inclusão de novos procedimentos e orientações para as licitantes apresentarem documentos para participarem do certame.</p>
<p>A 16ª Rodada ofertará 36 blocos em cinco bacias sedimentares (Campos, Camamu-Almada, Jacuípe, Pernambuco-Paraíba e Santos), com área total de 29,3 mil km².</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (10/4), no Rio de Janeiro, a audiência pública sobre o pré-edital e a minuta de contrato da 16ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, prevista para ser realizada no dia 10 de outubro. Durante o período de consulta pública, a Agência recebeu 104 contribuições relativas ao pré-edital e 348 sobre a minuta de contrato.</p>
<p>Entre as principais alterações propostas com relação ao edital da 15ª Rodada, destacam-se as alterações decorrentes do início da utilização do <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco/sistema-eletronico-de-informacoes-sei" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Sistema Eletrônico de Informações</a> (SEI) nas rodadas de licitações da ANP, com a inclusão de novos procedimentos e orientações para as licitantes apresentarem documentos para participarem do certame.</p>
<p>A 16ª Rodada ofertará 36 blocos em cinco bacias sedimentares (Campos, Camamu-Almada, Jacuípe, Pernambuco-Paraíba e Santos), com área total de 29,3 mil km².</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou nesta segunda-feira (08/04) as Resoluções ANP nº<a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491356/do1-2019-04-08-resolucao-n-778-de-5-de-abril-de-2019-70491250" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> 778/2019</a> e <a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491353/do1-2019-04-08-resolucao-n-779-de-5-de-abril-de-2019-70491258" target="_blank" rel="noopener noreferrer">779/2019</a>, ambas sobre querosene de aviação.</p>
<p>A primeira estabelece as especificações dos querosenes de aviação fóssil, alternativo e suas misturas, bem como as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos agentes econômicos que comercializam esses produtos em território nacional. Assim, unifica as Resoluções ANP nº 37/2009 e nº 63/2014, que tratavam dos dois temas separadamente.</p>
<p>Já a segunda atualiza as definições de querosene de aviação C (QAV-C) e querosene de aviação alternativo e veda a importação de QAV-C, alterando as Resoluções ANP nº 17/2006 e 18/2006.</p>
<p>A revisão do marco regulatório faz parte do trabalho da ANP de aprimorar a qualidade dos combustíveis comercializados em todo território nacional, incluindo os biocombustíveis, que terão papel chave no alcance das metas de redução de emissões e para o desenvolvimento ambiental, econômico e social.</p>
<p>Além disso, alinha as especificações dos combustíveis de aviação às internacionais, originárias da American Society for Testing and Materials (ASTM), incluindo dois novos bioquerosenes de aviação (SPK/A e ATJ) no rol de querosenes alternativos possíveis de serem misturados ao querosene fóssil. A harmonização das especificações dos combustíveis de aviação é necessária para estabelecer um padrão mínimo de qualidade em qualquer localidade em que as aeronaves, brasileiras ou não, possam abastecer.</p>
<p>Veja a íntegra das Resoluções ANP nº<a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491356/do1-2019-04-08-resolucao-n-778-de-5-de-abril-de-2019-70491250" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> 778/2019</a> e <a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491353/do1-2019-04-08-resolucao-n-779-de-5-de-abril-de-2019-70491258" target="_blank" rel="noopener noreferrer">779/2019</a> no Diário Oficial da União.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou nesta segunda-feira (08/04) as Resoluções ANP nº<a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491356/do1-2019-04-08-resolucao-n-778-de-5-de-abril-de-2019-70491250" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> 778/2019</a> e <a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491353/do1-2019-04-08-resolucao-n-779-de-5-de-abril-de-2019-70491258" target="_blank" rel="noopener noreferrer">779/2019</a>, ambas sobre querosene de aviação.</p>
<p>A primeira estabelece as especificações dos querosenes de aviação fóssil, alternativo e suas misturas, bem como as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos agentes econômicos que comercializam esses produtos em território nacional. Assim, unifica as Resoluções ANP nº 37/2009 e nº 63/2014, que tratavam dos dois temas separadamente.</p>
<p>Já a segunda atualiza as definições de querosene de aviação C (QAV-C) e querosene de aviação alternativo e veda a importação de QAV-C, alterando as Resoluções ANP nº 17/2006 e 18/2006.</p>
<p>A revisão do marco regulatório faz parte do trabalho da ANP de aprimorar a qualidade dos combustíveis comercializados em todo território nacional, incluindo os biocombustíveis, que terão papel chave no alcance das metas de redução de emissões e para o desenvolvimento ambiental, econômico e social.</p>
<p>Além disso, alinha as especificações dos combustíveis de aviação às internacionais, originárias da American Society for Testing and Materials (ASTM), incluindo dois novos bioquerosenes de aviação (SPK/A e ATJ) no rol de querosenes alternativos possíveis de serem misturados ao querosene fóssil. A harmonização das especificações dos combustíveis de aviação é necessária para estabelecer um padrão mínimo de qualidade em qualquer localidade em que as aeronaves, brasileiras ou não, possam abastecer.</p>
<p>Veja a íntegra das Resoluções ANP nº<a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491356/do1-2019-04-08-resolucao-n-778-de-5-de-abril-de-2019-70491250" target="_blank" rel="noopener noreferrer"> 778/2019</a> e <a href="http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70491353/do1-2019-04-08-resolucao-n-779-de-5-de-abril-de-2019-70491258" target="_blank" rel="noopener noreferrer">779/2019</a> no Diário Oficial da União.</p>]]>]]>
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| 1185
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A produção do pré-sal em fevereiro totalizou 1,826 milhão de boe/d, um aumento de 3,6% se comparada ao mesmo mês em 2018 e uma redução de 0,6% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,450 milhão de barris de petróleo por dia e 59,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em fevereiro foi de 57,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Produção Nacional</strong> <br />Em fevereiro de 2019, a produção de petróleo e gás no Brasil totalizou 3,182 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 2,489 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e 110 milhões de m³ diários de gás natural. A produção de petróleo no período diminuiu 5,4 % na comparação com o mês anterior e 4,9% se comparada com fevereiro de 2018. Já a produção de gás natural teve uma redução de 2,7% em comparação ao mês anterior e um aumento de 0,3%, se comparada com o mesmo mês de 2018.</p>
<p>Os principais motivos para a queda em relação a janeiro foram a interdição da plataforma P-43, que opera nos campos de Barracuda e Caratinga, e a parada programada para manutenção da FPSO Capixaba, que opera nos campos de Jubarte e Cachalote.</p>
<p>Os dados de produção de janeiro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong> <br />O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de fevereiro alcançou 95,4% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 56,2 milhões de metros cúbicos por dia.<br />A queima de gás totalizou 5,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma diminuição de 9,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 42,1% em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong> <br />O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 885 mil bbl/d de petróleo e 37,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 82% do gás natural. A produção ocorreu em 7.250 poços, sendo 695 marítimos e 6.555 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.125. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 87.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 146 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong> <br />Em fevereiro de 2019, 310 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 33 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 78 são marítimas e 239 terrestres. Do total das áreas produtoras, 13 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,4, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48,4% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 12% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 113,2 mil boe/d, sendo 88,2 mil bbl/d de petróleo e 4 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,7 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 7,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 332 boe/d em Alagoas, 3.936 boe/d na Bahia, 35 boe/d no Espírito Santo, 2.967 boe/d no Rio Grande do Norte e 199 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A produção do pré-sal em fevereiro totalizou 1,826 milhão de boe/d, um aumento de 3,6% se comparada ao mesmo mês em 2018 e uma redução de 0,6% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,450 milhão de barris de petróleo por dia e 59,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em fevereiro foi de 57,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Produção Nacional</strong> <br />Em fevereiro de 2019, a produção de petróleo e gás no Brasil totalizou 3,182 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 2,489 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e 110 milhões de m³ diários de gás natural. A produção de petróleo no período diminuiu 5,4 % na comparação com o mês anterior e 4,9% se comparada com fevereiro de 2018. Já a produção de gás natural teve uma redução de 2,7% em comparação ao mês anterior e um aumento de 0,3%, se comparada com o mesmo mês de 2018.</p>
<p>Os principais motivos para a queda em relação a janeiro foram a interdição da plataforma P-43, que opera nos campos de Barracuda e Caratinga, e a parada programada para manutenção da FPSO Capixaba, que opera nos campos de Jubarte e Cachalote.</p>
<p>Os dados de produção de janeiro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong> <br />O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de fevereiro alcançou 95,4% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 56,2 milhões de metros cúbicos por dia.<br />A queima de gás totalizou 5,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma diminuição de 9,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 42,1% em relação ao mesmo mês em 2018.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong> <br />O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 885 mil bbl/d de petróleo e 37,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 82% do gás natural. A produção ocorreu em 7.250 poços, sendo 695 marítimos e 6.555 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.125. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 87.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 146 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong> <br />Em fevereiro de 2019, 310 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 33 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 78 são marítimas e 239 terrestres. Do total das áreas produtoras, 13 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,4, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48,4% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 12% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 113,2 mil boe/d, sendo 88,2 mil bbl/d de petróleo e 4 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,7 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 7,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 332 boe/d em Alagoas, 3.936 boe/d na Bahia, 35 boe/d no Espírito Santo, 2.967 boe/d no Rio Grande do Norte e 199 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 1206
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (25/3) o pré-edital e a minuta de contrato da 16ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, prevista para ser realizada no dia 10 de outubro. Os documentos ficarão em consulta pública até 9/4 e a audiência pública será realizada em 10/4, no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro.</p>
<p>Entre as principais alterações com relação ao edital da 15ª Rodada, destacam-se as alterações decorrentes do início da utilização do Sistema Eletrônico de Informações (SEI) nas rodadas de licitações da ANP, com a inclusão de novos procedimentos e orientações para as licitantes apresentarem documentos para participarem do certame.</p>
<p>Hoje também tem início o prazo para o pagamento da taxa de participação e para a inscrição na rodada, que se encerra em 20/8.</p>
<p>A 16ª Rodada ofertará 36 blocos em cinco bacias sedimentares (Campos, Camamu-Almada, Jacuípe, Pernambuco-Paraíba e Santos), com área total de 29,3 mil km². Um dos destaques é o bloco C-M-541, na Bacia de Campos, com um bônus mínimo de assinatura de R$ 1.375.229.000,00. A assinatura dos contratos de concessão resultantes da rodada está prevista para fevereiro de 2020.</p>
<p>Consulte o pré-edital, a minuta de contrato, o cronograma da rodada e os procedimentos para participação na consulta e audiência públicas nas páginas: <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco" target="_blank" rel="noopener noreferrer">http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco</a> e <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5096-consulta-e-audiencia-publicas-n-09-2019">Consulta e Audiência Públicas nº 09/2019</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (25/3) o pré-edital e a minuta de contrato da 16ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, prevista para ser realizada no dia 10 de outubro. Os documentos ficarão em consulta pública até 9/4 e a audiência pública será realizada em 10/4, no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro.</p>
<p>Entre as principais alterações com relação ao edital da 15ª Rodada, destacam-se as alterações decorrentes do início da utilização do Sistema Eletrônico de Informações (SEI) nas rodadas de licitações da ANP, com a inclusão de novos procedimentos e orientações para as licitantes apresentarem documentos para participarem do certame.</p>
<p>Hoje também tem início o prazo para o pagamento da taxa de participação e para a inscrição na rodada, que se encerra em 20/8.</p>
<p>A 16ª Rodada ofertará 36 blocos em cinco bacias sedimentares (Campos, Camamu-Almada, Jacuípe, Pernambuco-Paraíba e Santos), com área total de 29,3 mil km². Um dos destaques é o bloco C-M-541, na Bacia de Campos, com um bônus mínimo de assinatura de R$ 1.375.229.000,00. A assinatura dos contratos de concessão resultantes da rodada está prevista para fevereiro de 2020.</p>
<p>Consulte o pré-edital, a minuta de contrato, o cronograma da rodada e os procedimentos para participação na consulta e audiência públicas nas páginas: <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco" target="_blank" rel="noopener noreferrer">http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco</a> e <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5096-consulta-e-audiencia-publicas-n-09-2019">Consulta e Audiência Públicas nº 09/2019</a>.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em dezembro de 2018, a produção de petróleo e gás no Brasil totalizou 3,406 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 2,691 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e 114 milhões de m³ diários de gás natural.</p>
<p>A produção de petróleo no período aumentou 4,8 % na comparação com o mês anterior e 3% se comparada com dezembro de 2017. Já a produção de gás natural teve um aumento de 1,2% em comparação ao mês anterior e de 0,3%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Os dados de produção de dezembro estão disponíveis em <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>2018 X 2017</strong></p>
<p>A produção total de petróleo em 2018 foi de 944,1 milhões de barris, com média diária de 2,586 milhões de bbl/d. Diminuiu 1% em relação à produção de petróleo realizada no ano de 2017.</p>
<p>A produção total de gás em 2018 foi de 40,8 bilhões de m³, com média diária de 111 MMm³ /d. Aumentou 1% em relação à produção de gás natural realizada no ano de 2017.</p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,888 milhão de boe/d, um aumento de 3,9% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,5 milhão de barris de petróleo por dia e 61,5 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 85 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em dezembro foi de 55,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 95,9% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 57,8 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 4,6 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 10,3% se comparada ao mês anterior e de 20,2% em relação ao mesmo mês em 2017. O principal motivo para o aumento da queima foi a continuidade do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 897 mil bbl/d de petróleo e 38,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 96% do petróleo e 83,7% do gás natural. A produção ocorreu em 7.359 poços, sendo 711 marítimos e 6.648 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94,4% do petróleo e gás natural.<br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.124. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 88.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 150,6 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 7,9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em dezembro de 2018, 309 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 236 terrestres. Do total das áreas produtoras, 13 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 37,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,6% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 112,7 mil boe/d, sendo 88,8 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 106,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 6,1 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 365 boe/d em Alagoas, 3.183 boe/d na Bahia, 26 boe/d no Espírito Santo, 2342 boe/d no Rio Grande do Norte e 207 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| 1219
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em dezembro de 2018, a produção de petróleo e gás no Brasil totalizou 3,406 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 2,691 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e 114 milhões de m³ diários de gás natural.</p>
<p>A produção de petróleo no período aumentou 4,8 % na comparação com o mês anterior e 3% se comparada com dezembro de 2017. Já a produção de gás natural teve um aumento de 1,2% em comparação ao mês anterior e de 0,3%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Os dados de produção de dezembro estão disponíveis em <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p><strong>2018 X 2017</strong></p>
<p>A produção total de petróleo em 2018 foi de 944,1 milhões de barris, com média diária de 2,586 milhões de bbl/d. Diminuiu 1% em relação à produção de petróleo realizada no ano de 2017.</p>
<p>A produção total de gás em 2018 foi de 40,8 bilhões de m³, com média diária de 111 MMm³ /d. Aumentou 1% em relação à produção de gás natural realizada no ano de 2017.</p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,888 milhão de boe/d, um aumento de 3,9% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,5 milhão de barris de petróleo por dia e 61,5 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 85 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em dezembro foi de 55,4%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 95,9% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 57,8 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 4,6 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 10,3% se comparada ao mês anterior e de 20,2% em relação ao mesmo mês em 2017. O principal motivo para o aumento da queima foi a continuidade do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios.</p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 897 mil bbl/d de petróleo e 38,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 96% do petróleo e 83,7% do gás natural. A produção ocorreu em 7.359 poços, sendo 711 marítimos e 6.648 terrestres.</p>
<p>Os campos operados pela Petrobras produziram 94,4% do petróleo e gás natural.<br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.124. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 88.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 150,6 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 7,9 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em dezembro de 2018, 309 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são marítimas e 236 terrestres. Do total das áreas produtoras, 13 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 37,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,6% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 112,7 mil boe/d, sendo 88,8 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 106,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 6,1 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 365 boe/d em Alagoas, 3.183 boe/d na Bahia, 26 boe/d no Espírito Santo, 2342 boe/d no Rio Grande do Norte e 207 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 1247
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em novembro de 2018, a produção de petróleo e gás no Brasil foi de 3,274 milhões de barris de óleo equivalente por dia, uma redução de 2,3% em relação ao mês anterior. A queda se deve principalmente à realização de paradas para manutenção no FPSO Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá (Bacia de Santos) e nas plataformas P-18 e P-37, no campo de Marlim (Bacia de Campos).<br />A produção de petróleo no período foi de 2,567 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 1,8% na comparação com o mês anterior e de 1,1% se comparada com novembro de 2017.<br />Já a produção de gás natural do Brasil foi de 112 milhões de m³ de gás natural por dia, uma redução de 4% em comparação ao mês anterior e de 0,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017.<br />Os dados de produção de novembro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em novembro totalizou 1,817 milhão de boe/d, uma redução de 1,3% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,45 milhão de barris de petróleo por dia e 58,4 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 86 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em novembro foi de 55,5%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de novembro alcançou 96,3% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 59,6 milhões de metros cúbicos por dia.<br />A queima de gás totalizou 4,2 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 39,7% se comparada ao mês anterior e de 18,1% em relação ao mesmo mês em 2017. O principal motivo para o aumento da queima foi o início do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 903 mil bbl/d de petróleo e 38,2 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,8% do petróleo e 81% do gás natural. A produção ocorreu em 7.325 poços, sendo 704 marítimos e 6.621 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.<br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.113. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 77.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 150,6 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 8,2 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em novembro de 2018, 302 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e três de partilha, operadas por 29 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 76 são marítimas e 230 terrestres. Do total das áreas produtoras, dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,3, sendo 39,6% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,1% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 111,9 mil boe/d, sendo 88,1 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 106,3 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,6 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 367 boe/d em Alagoas, 3.424 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 1.541 boe/d no Rio Grande do Norte e 207 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| 1247
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em novembro de 2018, a produção de petróleo e gás no Brasil foi de 3,274 milhões de barris de óleo equivalente por dia, uma redução de 2,3% em relação ao mês anterior. A queda se deve principalmente à realização de paradas para manutenção no FPSO Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá (Bacia de Santos) e nas plataformas P-18 e P-37, no campo de Marlim (Bacia de Campos).<br />A produção de petróleo no período foi de 2,567 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 1,8% na comparação com o mês anterior e de 1,1% se comparada com novembro de 2017.<br />Já a produção de gás natural do Brasil foi de 112 milhões de m³ de gás natural por dia, uma redução de 4% em comparação ao mês anterior e de 0,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017.<br />Os dados de produção de novembro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em novembro totalizou 1,817 milhão de boe/d, uma redução de 1,3% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,45 milhão de barris de petróleo por dia e 58,4 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 86 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em novembro foi de 55,5%.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de novembro alcançou 96,3% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 59,6 milhões de metros cúbicos por dia.<br />A queima de gás totalizou 4,2 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 39,7% se comparada ao mês anterior e de 18,1% em relação ao mesmo mês em 2017. O principal motivo para o aumento da queima foi o início do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 903 mil bbl/d de petróleo e 38,2 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,8% do petróleo e 81% do gás natural. A produção ocorreu em 7.325 poços, sendo 704 marítimos e 6.621 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.<br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.113. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 77.</p>
<p>A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 150,6 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 8,2 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em novembro de 2018, 302 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e três de partilha, operadas por 29 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 76 são marítimas e 230 terrestres. Do total das áreas produtoras, dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,3, sendo 39,6% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,1% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 111,9 mil boe/d, sendo 88,1 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 106,3 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,6 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 367 boe/d em Alagoas, 3.424 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 1.541 boe/d no Rio Grande do Norte e 207 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi publicada hoje (28/12) a atualização da situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP em função da Resolução ANP n° 726/2018.</p>
<p>Do total de 285 pedidos de aditamento de contratos - relativos a 349 blocos e campos - 231 já foram analisados pela Agência: 209 foram aprovados e tiveram seus processos concluídos com a assinatura dos termos aditivos e a publicação no Diário Oficial da União; 12 aguardam manifestação da operadora ou de outros órgãos públicos; e 9 foram indeferidos e arquivados definitivamente por não se enquadrarem na Resolução. Restam apenas 55 pedidos em análise na ANP. Para cada caso é elaborada uma Nota Técnica para verificação do enquadramento do pedido e dos efeitos do aditamento no contrato.</p>
<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n.° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| 1272
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi publicada hoje (28/12) a atualização da situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP em função da Resolução ANP n° 726/2018.</p>
<p>Do total de 285 pedidos de aditamento de contratos - relativos a 349 blocos e campos - 231 já foram analisados pela Agência: 209 foram aprovados e tiveram seus processos concluídos com a assinatura dos termos aditivos e a publicação no Diário Oficial da União; 12 aguardam manifestação da operadora ou de outros órgãos públicos; e 9 foram indeferidos e arquivados definitivamente por não se enquadrarem na Resolução. Restam apenas 55 pedidos em análise na ANP. Para cada caso é elaborada uma Nota Técnica para verificação do enquadramento do pedido e dos efeitos do aditamento no contrato.</p>
<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n.° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1284
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi publicado hoje (28/12) o Decreto nº 9.641/2018, que delega competência à ANP para definir blocos em bacias terrestres a serem objeto de licitação, sob regime de concessão, na Oferta Permanente.</p>
<p>Até então, a Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 17/2017 somente autorizava a inclusão de áreas devolvidas ou já licitadas na Oferta Permanente. Com o novo decreto, todas as áreas terrestres, inclusive os novos blocos, serão oferecidos ao mercado por meio da Oferta Permanente, não havendo mais leilão convencional de concessão para aéreas em terra. A matéria foi aprovada pelo CNPE em reunião do dia 11/09/2018.</p>
<p>A nova medida visa atrair investimentos para as bacias maduras, desenvolver a indústria terrestre com o incentivo à participação das pequenas e médias empresas, além de estimular as atividades exploratórias nas bacias terrestres de nova fronteira, aumentando o conhecimento geológico sobre essas bacias e descentralizando investimentos.</p>
<p>O decreto está alinhado aos objetivos do Reate (Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres) e às políticas de E&P estabelecidas na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017">Resolução CNPE nº 17/2017</a>.</p>
<p>A Oferta Permanente consiste na oferta contínua de blocos. Mais detalhes podem ser obtidos <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">aqui</a>.</p>
<p><a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?data=28/12/2018&jornal=515&pagina=12&totalArquivos=540" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui para ler o Decreto nº 9.641/2018 na íntegra no Diário Oficial da União</a>.</p>]]></description>]]>
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| 1284
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi publicado hoje (28/12) o Decreto nº 9.641/2018, que delega competência à ANP para definir blocos em bacias terrestres a serem objeto de licitação, sob regime de concessão, na Oferta Permanente.</p>
<p>Até então, a Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 17/2017 somente autorizava a inclusão de áreas devolvidas ou já licitadas na Oferta Permanente. Com o novo decreto, todas as áreas terrestres, inclusive os novos blocos, serão oferecidos ao mercado por meio da Oferta Permanente, não havendo mais leilão convencional de concessão para aéreas em terra. A matéria foi aprovada pelo CNPE em reunião do dia 11/09/2018.</p>
<p>A nova medida visa atrair investimentos para as bacias maduras, desenvolver a indústria terrestre com o incentivo à participação das pequenas e médias empresas, além de estimular as atividades exploratórias nas bacias terrestres de nova fronteira, aumentando o conhecimento geológico sobre essas bacias e descentralizando investimentos.</p>
<p>O decreto está alinhado aos objetivos do Reate (Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres) e às políticas de E&P estabelecidas na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017">Resolução CNPE nº 17/2017</a>.</p>
<p>A Oferta Permanente consiste na oferta contínua de blocos. Mais detalhes podem ser obtidos <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">aqui</a>.</p>
<p><a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?data=28/12/2018&jornal=515&pagina=12&totalArquivos=540" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui para ler o Decreto nº 9.641/2018 na íntegra no Diário Oficial da União</a>.</p>]]>]]>
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| 1298
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP iniciou hoje (26/12) a consulta pública relativa à minuta de acordo para encerramento da controvérsia envolvendo as áreas de "Parque das Baleias" (consulta e audiência pública 34/2018). A iniciativa busca possibilitar aos agentes econômicos, entes federados e demais interessados o encaminhamento de sugestões sobre o tema.</p>
<p>O “Parque das Baleias” compreende as áreas de desenvolvimento de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Mangangá, Pirambu e o campo de Jubarte, originadas do bloco BC-60, na Bacia de Campos. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2014/dezembro&item=ranp-69--2014">Resolução de Diretoria ANP 69/2014</a> determinou a unificação destas áreas, excetuando-se o Campo de Mangangá, ao campo de Jubarte, no entanto, a Petrobras instaurou um processo arbitral perante a Câmara de Comércio Internacional contestando a decisão.</p>
<p>Em síntese, seguem os principais pontos da minuta de acordo que está em consulta pública:</p>
<p>1) O novo contorno do Campo de Jubarte - que passa a ser denominado “Novo Campo de Jubarte” - será formado pelas áreas de Jubarte, Baleia Azul, Baleia Franca, partes de Cachalote e Pirambu, além de pequenas parcelas, devido a ajustes locais, de Caxaréu e Mangangá.;</p>
<p>2) Condicionado à unificação das áreas mencionadas no item acima, o marco temporal para apuração da Participação Especial (PE) ficou consensuado a partir do quarto trimestre de 2016, após o término da última atividade de desenvolvimento do sistema de produção atual;</p>
<p>3) No âmbito da minuta de acordo, a ANP se compromete a prorrogar a fase de produção do Novo Campo de Jubarte por 27 anos à luz dos novos investimentos a serem realizados no "Novo Campo de Jubarte". A Petrobras apresentou em 28/11/2018, o referido Plano de Desenvolvimento (PD) e o mesmo encontra-se sob análise da ANP;</p>
<p>4) Condicionada a unificação das áreas mencionadas e ao marco temporal, itens (1) e (2), respectivamente, o passivo da Participação Especial (PE) - conforme Nota Técnica publicada - fica aproximadamente em R$ 3,11 bilhões, tendo um pagamento à vista na ordem de R$ 1,1 bilhão, ficando o restante parcelado em 60 meses. E, sobre a apuração prospectiva da PE, para os próximos 20 anos, estima-se (com base em curva de produção prevista, preço do óleo, investimentos e custos operacionais) uma previsão de arrecadação de aproximadamente R$ 25,7 bilhões de PE em valores nominais (ordem de R$ 18,6 bilhões trazidos a valor presente à taxa de desconto de 10% a.a).</p>
<p>Por fim, com a celebração do acordo proposto, as partes entendem que perdem efeito todos os processos, bem como eventuais ações, recursos e procedimentos, mesmo os administrativos, que tratem do objeto do acordo.</p>
<p>A consulta pública terá duração de 45 dias e a audiência está prevista para o dia 14 de fevereiro de 2019. Os documentos relacionados à consulta e à audiência pública, assim como os procedimentos para envio de comentários e sugestões, estão disponíveis, na íntegra, na página <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4993-consulta-audiencia-publicas-34-2018">Consulta e Audiência Públicas nº 34/2018</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP iniciou hoje (26/12) a consulta pública relativa à minuta de acordo para encerramento da controvérsia envolvendo as áreas de "Parque das Baleias" (consulta e audiência pública 34/2018). A iniciativa busca possibilitar aos agentes econômicos, entes federados e demais interessados o encaminhamento de sugestões sobre o tema.</p>
<p>O “Parque das Baleias” compreende as áreas de desenvolvimento de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Mangangá, Pirambu e o campo de Jubarte, originadas do bloco BC-60, na Bacia de Campos. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2014/dezembro&item=ranp-69--2014">Resolução de Diretoria ANP 69/2014</a> determinou a unificação destas áreas, excetuando-se o Campo de Mangangá, ao campo de Jubarte, no entanto, a Petrobras instaurou um processo arbitral perante a Câmara de Comércio Internacional contestando a decisão.</p>
<p>Em síntese, seguem os principais pontos da minuta de acordo que está em consulta pública:</p>
<p>1) O novo contorno do Campo de Jubarte - que passa a ser denominado “Novo Campo de Jubarte” - será formado pelas áreas de Jubarte, Baleia Azul, Baleia Franca, partes de Cachalote e Pirambu, além de pequenas parcelas, devido a ajustes locais, de Caxaréu e Mangangá.;</p>
<p>2) Condicionado à unificação das áreas mencionadas no item acima, o marco temporal para apuração da Participação Especial (PE) ficou consensuado a partir do quarto trimestre de 2016, após o término da última atividade de desenvolvimento do sistema de produção atual;</p>
<p>3) No âmbito da minuta de acordo, a ANP se compromete a prorrogar a fase de produção do Novo Campo de Jubarte por 27 anos à luz dos novos investimentos a serem realizados no "Novo Campo de Jubarte". A Petrobras apresentou em 28/11/2018, o referido Plano de Desenvolvimento (PD) e o mesmo encontra-se sob análise da ANP;</p>
<p>4) Condicionada a unificação das áreas mencionadas e ao marco temporal, itens (1) e (2), respectivamente, o passivo da Participação Especial (PE) - conforme Nota Técnica publicada - fica aproximadamente em R$ 3,11 bilhões, tendo um pagamento à vista na ordem de R$ 1,1 bilhão, ficando o restante parcelado em 60 meses. E, sobre a apuração prospectiva da PE, para os próximos 20 anos, estima-se (com base em curva de produção prevista, preço do óleo, investimentos e custos operacionais) uma previsão de arrecadação de aproximadamente R$ 25,7 bilhões de PE em valores nominais (ordem de R$ 18,6 bilhões trazidos a valor presente à taxa de desconto de 10% a.a).</p>
<p>Por fim, com a celebração do acordo proposto, as partes entendem que perdem efeito todos os processos, bem como eventuais ações, recursos e procedimentos, mesmo os administrativos, que tratem do objeto do acordo.</p>
<p>A consulta pública terá duração de 45 dias e a audiência está prevista para o dia 14 de fevereiro de 2019. Os documentos relacionados à consulta e à audiência pública, assim como os procedimentos para envio de comentários e sugestões, estão disponíveis, na íntegra, na página <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4993-consulta-audiencia-publicas-34-2018">Consulta e Audiência Públicas nº 34/2018</a>.</p>]]>]]>
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| 1315
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (21/12) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (21/12) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1326
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou hoje (18/12), no Diário Oficial da União, as Resoluções nº 17 e 18/2018, que autorizam a ANP a realizar, respectivamente, a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco">16ª Rodada de Licitações de blocos</a> para exploração e produção de petróleo e gás natural na modalidade de concessão e a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">6ª Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção</a>. Ambas estão previstas para 2019.</p>
<p>A 16ª Rodada no regime de concessão ofertará 42 blocos nas Bacias Sedimentares Marítimas de Pernambuco-Paraíba, Jacuípe, Camamu-Almada, Campos e Santos, totalizando 29,91 mil km² de área. Já a 6ª Rodada de Partilha oferecerá os blocos Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário, na Bacia de Santos, e Norte de Brava, situado na Bacia de Campos.<br />Foi publicada hoje também a Resolução CNPE nº 19/2018, que autoriza a ANP a detalhar os estudos dos prospectos indicados para compor a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/7-e-8-rodadas-de-partilha-de-producao-pre-sal-2020-2021">7ª e a 8ª Rodadas de Licitações de Partilha de Produção</a>, nos anos de 2020 e 2021, respectivamente.</p>
<p>As três resoluções resultam de decisões tomadas ontem na reunião ordinária do CNPE. <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-aprova-realizacao-da-16-rodada-de-licitacao-de-concessao-e-da-6-rodada-de-partilha-do-pre-sal?redirect=http%3A%2F%2Fwww.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Fpag" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui</a> para ver a nota do MME sobre o assunto.</p>
<p>Veja as resoluções da íntegra no DOU:</p>
<p>- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=41&data=18/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 17, de 17 de dezembro de 2018</a><br />- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=42&data=18/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resoluções CNPE nº 18 e nº 19, de 17 de dezembro de 2018</a> <br />- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=1&data=19/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Republicação da Resolução CNPE nº 18 em 19/12/2018 com correções</a></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1326
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou hoje (18/12), no Diário Oficial da União, as Resoluções nº 17 e 18/2018, que autorizam a ANP a realizar, respectivamente, a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/16-rodada-de-licitacao-de-bloco">16ª Rodada de Licitações de blocos</a> para exploração e produção de petróleo e gás natural na modalidade de concessão e a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/6-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">6ª Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção</a>. Ambas estão previstas para 2019.</p>
<p>A 16ª Rodada no regime de concessão ofertará 42 blocos nas Bacias Sedimentares Marítimas de Pernambuco-Paraíba, Jacuípe, Camamu-Almada, Campos e Santos, totalizando 29,91 mil km² de área. Já a 6ª Rodada de Partilha oferecerá os blocos Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário, na Bacia de Santos, e Norte de Brava, situado na Bacia de Campos.<br />Foi publicada hoje também a Resolução CNPE nº 19/2018, que autoriza a ANP a detalhar os estudos dos prospectos indicados para compor a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/7-e-8-rodadas-de-partilha-de-producao-pre-sal-2020-2021">7ª e a 8ª Rodadas de Licitações de Partilha de Produção</a>, nos anos de 2020 e 2021, respectivamente.</p>
<p>As três resoluções resultam de decisões tomadas ontem na reunião ordinária do CNPE. <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-aprova-realizacao-da-16-rodada-de-licitacao-de-concessao-e-da-6-rodada-de-partilha-do-pre-sal?redirect=http%3A%2F%2Fwww.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Fpag" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Clique aqui</a> para ver a nota do MME sobre o assunto.</p>
<p>Veja as resoluções da íntegra no DOU:</p>
<p>- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=41&data=18/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 17, de 17 de dezembro de 2018</a><br />- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=42&data=18/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resoluções CNPE nº 18 e nº 19, de 17 de dezembro de 2018</a> <br />- <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=1&data=19/12/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Republicação da Resolução CNPE nº 18 em 19/12/2018 com correções</a></p>
<p> </p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (11/12) <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4884-consulta-e-audiencia-publicas-n-28-2018">audiência pública</a> sobre proposta de resolução que regulamenta os procedimentos a serem adotados nos processos de cessão de contratos de exploração e produção, nas mudanças de operador, nas isenções e substituições de garantias de performance, nas alterações de controle societário e na constituição de garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P. A minuta de resolução passou por consulta pública de 30 dias, ao longo dos quais foram recebidas 201 contribuições.</p>
<p>A proposta da ANP tem como objetivo dar maior segurança jurídica para as operações, na medida em que concentra em uma única norma os procedimentos de cessão de contratos, atualmente descritos nos contratos de exploração e produção, em orientações disponíveis no site da Agência e em pareceres da Procuradoria Federal. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão dos contratos de concessão, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>O assunto já havia sido tema de uma minuta de resolução colocada em consulta pública no final de 2016, que contemplava formas específicas de garantias. Após contribuições e sugestões do mercado, a Agência reavaliou o tema e disponibilizou a nova minuta, que não restringe as garantias a modalidades específicas.</p>
<p>Entre os mecanismos disponíveis ao mercado internacional, está o <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/cessao-de-contratos/reserve-based-lending">Reserve Based Lending (RBL)</a>, que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários. Esse modelo é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. Haja vista que as reservas petrolíferas são bens pertencentes à União e, portanto, não passíveis de serem dadas em garantia, com as adequações necessárias para atendimento à legislação brasileira, essa modalidade facilita principalmente a venda de campos maduros, o que destravará investimentos para o aumento do fator de recuperação no Brasil.</p>
<p>A audiência contou com a participação de representantes da indústria e do secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, João Vicente de Carvalho Vieira.</p>
<p>As contribuições recebidas durante a consulta e a audiência públicas serão analisadas técnica e juridicamente e, após aprovação da Diretoria da ANP, a nova resolução será publicada.</p>]]></description>]]>
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| 1339
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (11/12) <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4884-consulta-e-audiencia-publicas-n-28-2018">audiência pública</a> sobre proposta de resolução que regulamenta os procedimentos a serem adotados nos processos de cessão de contratos de exploração e produção, nas mudanças de operador, nas isenções e substituições de garantias de performance, nas alterações de controle societário e na constituição de garantias reais sobre direitos emergentes de contratos de E&P. A minuta de resolução passou por consulta pública de 30 dias, ao longo dos quais foram recebidas 201 contribuições.</p>
<p>A proposta da ANP tem como objetivo dar maior segurança jurídica para as operações, na medida em que concentra em uma única norma os procedimentos de cessão de contratos, atualmente descritos nos contratos de exploração e produção, em orientações disponíveis no site da Agência e em pareceres da Procuradoria Federal. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão dos contratos de concessão, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>O assunto já havia sido tema de uma minuta de resolução colocada em consulta pública no final de 2016, que contemplava formas específicas de garantias. Após contribuições e sugestões do mercado, a Agência reavaliou o tema e disponibilizou a nova minuta, que não restringe as garantias a modalidades específicas.</p>
<p>Entre os mecanismos disponíveis ao mercado internacional, está o <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/cessao-de-contratos/reserve-based-lending">Reserve Based Lending (RBL)</a>, que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários. Esse modelo é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. Haja vista que as reservas petrolíferas são bens pertencentes à União e, portanto, não passíveis de serem dadas em garantia, com as adequações necessárias para atendimento à legislação brasileira, essa modalidade facilita principalmente a venda de campos maduros, o que destravará investimentos para o aumento do fator de recuperação no Brasil.</p>
<p>A audiência contou com a participação de representantes da indústria e do secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, João Vicente de Carvalho Vieira.</p>
<p>As contribuições recebidas durante a consulta e a audiência públicas serão analisadas técnica e juridicamente e, após aprovação da Diretoria da ANP, a nova resolução será publicada.</p>]]>]]>
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| 1353
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (7/12) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (7/12) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Produção de petróleo cresceu 5,2% com relação ao mês anterior</strong></span></h2>
<p> </p>
<p>Em outubro de 2018, a produção de gás natural do Brasil foi recorde, superando julho de 2018. Foram produzidos 117 milhões de m³ de gás natural por dia, um aumento de 3,7% em comparação ao mês anterior e de 2,1%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Já a produção de petróleo no período foi de 2,614 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), um aumento de 5,2% na comparação com o mês anterior e uma redução de 0,5% se comparada com outubro de 2017.</p>
<p>O principal incremento na produção foi na Plataforma FPSO Cidade de Itaguaí e algumas plataformas da Bacia de Campos, devido a retornos de paradas realizadas no mês anterior.</p>
<p>A produção total de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,350 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Os dados de produção de outubro estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural.</a><br /><br /></p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Pré-sal</strong></span></h2>
<p>A produção do pré-sal em outubro totalizou 1,840 milhão de boe/d, um aumento de 3,2% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,471 milhão de barris de petróleo por dia e 58,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em outubro foi de 54,9%. Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<h2><strong><br /><span style="font-size: 12pt;">Aproveitamento do gás natural</span></strong></h2>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de outubro alcançou 97,4% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 65,2 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 3,1% se comparada ao mês anterior e de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<h2><br /><span style="font-size: 12pt;"><strong>Campos produtores</strong></span></h2>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 899 mil bbl/d de petróleo e 37,9 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,9% do petróleo e 78,4% do gás natural. A produção ocorreu em 7.399 poços, sendo 716 marítimos e 6.683 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,7% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.136. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 91.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 66, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 146,3 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 40 poços a ela interligados, produziu 8 milhões de m<sup>3</sup>/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Outras informações</strong></span></h2>
<p>Em outubro de 2018, 302 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 29 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 38,8% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,0% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,8 mil boe/d, sendo 87,4 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Desse total, 105,1 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,7 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 375 boe/d em Alagoas, 3.547 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 1.536 boe/d no Rio Grande do Norte e 209 boe/d em Sergipe.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1364
| <![CDATA[<![CDATA[<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Produção de petróleo cresceu 5,2% com relação ao mês anterior</strong></span></h2>
<p> </p>
<p>Em outubro de 2018, a produção de gás natural do Brasil foi recorde, superando julho de 2018. Foram produzidos 117 milhões de m³ de gás natural por dia, um aumento de 3,7% em comparação ao mês anterior e de 2,1%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Já a produção de petróleo no período foi de 2,614 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), um aumento de 5,2% na comparação com o mês anterior e uma redução de 0,5% se comparada com outubro de 2017.</p>
<p>O principal incremento na produção foi na Plataforma FPSO Cidade de Itaguaí e algumas plataformas da Bacia de Campos, devido a retornos de paradas realizadas no mês anterior.</p>
<p>A produção total de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,350 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Os dados de produção de outubro estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural.</a><br /><br /></p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Pré-sal</strong></span></h2>
<p>A produção do pré-sal em outubro totalizou 1,840 milhão de boe/d, um aumento de 3,2% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,471 milhão de barris de petróleo por dia e 58,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em outubro foi de 54,9%. Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<h2><strong><br /><span style="font-size: 12pt;">Aproveitamento do gás natural</span></strong></h2>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de outubro alcançou 97,4% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 65,2 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 3,1% se comparada ao mês anterior e de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<h2><br /><span style="font-size: 12pt;"><strong>Campos produtores</strong></span></h2>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 899 mil bbl/d de petróleo e 37,9 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,9% do petróleo e 78,4% do gás natural. A produção ocorreu em 7.399 poços, sendo 716 marítimos e 6.683 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,7% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.136. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 91.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 66, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 146,3 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 40 poços a ela interligados, produziu 8 milhões de m<sup>3</sup>/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Outras informações</strong></span></h2>
<p>Em outubro de 2018, 302 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 29 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 38,8% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,0% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,8 mil boe/d, sendo 87,4 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Desse total, 105,1 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,7 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 375 boe/d em Alagoas, 3.547 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 1.536 boe/d no Rio Grande do Norte e 209 boe/d em Sergipe.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1393
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (30/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| 1393
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (30/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1404
| <![CDATA[<description><![CDATA[<div>
<p><span style="font-family: Calibri; font-size: medium;">O diretor- geral da ANP, Décio Oddone, disse hoje (29/11), na palestra de abertura do 16º <span style="margin: 0px;"> </span>Seminário de Energia Britcham, realizado no Rio de Janeiro, que o Brasil precisa dar confiança para a geração de mais investimentos na produção de gás natural no país. </span></p>
<p><span style="font-family: Calibri; font-size: medium;">"Nós temos uma quantidade enorme de gás no pré-sal para ser explorado. Para que isso aconteça, precisamos criar um mercado para esse gás, com consumidores âncoras", afirmou Décio. Ele lembrou que a ANP colocou em consulta pública uma tomada pública de contribuições (TPC) para discutir mudanças nos contratos de gás." Estamos tomando as medidas regulatórias para criar um mercado livre e competitivo".</span></p>
</div>
<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/britcham-28nov2018.jpg" width="1040" height="584" /></p>
<p style="text-align: center;"><span style="font-size: 8pt;">Décio Oddone faz palestra de abertura no 16º Seminário de Energia Britcham.</span></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<div>
<p><span style="font-family: Calibri; font-size: medium;">O diretor- geral da ANP, Décio Oddone, disse hoje (29/11), na palestra de abertura do 16º <span style="margin: 0px;"> </span>Seminário de Energia Britcham, realizado no Rio de Janeiro, que o Brasil precisa dar confiança para a geração de mais investimentos na produção de gás natural no país. </span></p>
<p><span style="font-family: Calibri; font-size: medium;">"Nós temos uma quantidade enorme de gás no pré-sal para ser explorado. Para que isso aconteça, precisamos criar um mercado para esse gás, com consumidores âncoras", afirmou Décio. Ele lembrou que a ANP colocou em consulta pública uma tomada pública de contribuições (TPC) para discutir mudanças nos contratos de gás." Estamos tomando as medidas regulatórias para criar um mercado livre e competitivo".</span></p>
</div>
<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/britcham-28nov2018.jpg" width="1040" height="584" /></p>
<p style="text-align: center;"><span style="font-size: 8pt;">Décio Oddone faz palestra de abertura no 16º Seminário de Energia Britcham.</span></p>]]>]]>
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| 1418
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (23/11) a cerimônia de entrega do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018, no Rio de Janeiro. Nas cinco categorias do Prêmio, concorreram 102 resultados de projetos, de universidades, empresas petrolíferas e empresas brasileiras. A avaliação dos vencedores foi feita com base nos critérios de originalidade, relevância, aplicabilidade e funcionalidade da tecnologia e, como critério de desempate, a produção científica e tecnológica. </p>
<p>Na abertura do evento, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou que, este ano, os investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) irão ultrapassar R$ 1,3 bi. “A expectativa para os próximos 30 anos, com os contratos licitados até 2019, é que a média anual de investimentos em P,D&I, com esses projetos já em produção chegue a R$ 3 bilhões”, complementou. </p>
<p>O Prêmio ANP foi criado em 2014 e tem como objetivo reconhecer os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação que representem avanço tecnológica para o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições credenciadas, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com recursos da Cláusula de PD&I presente nos contratos de exploração e produção.</p>
<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/premio-anp-todos-2018.jpg" width="750" height="400" /><br /> <span style="font-size: 9pt;"><em>Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018: diretoria da ANP, homenageado, menção honrosa e vencedores nas cinco categorias.<br /></em></span><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/30-23-11-2018-premio-anp-de-inovacao-tecnologica-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer"><span style="font-size: 9pt;"><em>Clique aqui para ver a galeria de fotos do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018</em></span></a></p>
<p> <br /><strong>Veja abaixo os vencedores do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018:</strong></p>
<p><strong> </strong><strong>Categoria I</strong> - Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”:</p>
<p> <strong>Título: Metodologias para integração entre simulação numérica de reservatório e sísmica 4D</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Shell</p>
<p>Instituição credenciada: Unicamp / Cepetro</p>
<p>Resumo: Este projeto de pesquisa teve como objetivo desenvolver metodologias de integração entre dados de simulação numérica de reservatórios e sísmica 4D, considerando as incertezas relacionadas a ambos os conjuntos de dados através de abordagens estocásticas. As metodologias geradas nesta pesquisa contribuem para otimizar o gerenciamento de reservatórios, reduzindo as incertezas e riscos associados. O principal resultado são as metodologias propostas que propõem soluções para desafios práticos da indústria no que diz respeito à integração de dados de simulação numérica e sísmica 4D.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria II</strong> - Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Empresa Brasileira, com ou sem participação de Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”:</p>
<p><strong>Título: Aplicação de conceitos de confiabilidade aeronáutica em projeto, operação e manutenção de BOPs submarinos</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Empresa: Embraer, QGOG, Transocean, Brasdrill, Ocean Rig, NOV</p>
<p>Resumo: O BOP (Blowout Preventer) é o equipamento de segurança mais crítico de uma sonda de perfuração offshore. O equipamento é o responsável por controlar as pressões do poço e evitar derramamentos e vazamentos que podem levar a acidentes catastróficos. O cenário de altos custos com manutenção do equipamento e a constante preocupação com a segurança das operações levaram ao surgimento do Projeto de Pesquisa com o objetivo de estudar e aumentar a confiabilidade dos equipamentos de BOP, equiparando-a aos padrões de confiabilidade da indústria aeronáutica.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria III</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino, Abastecimento e Biocombustíveis”:</p>
<p><strong>Título: Produção de biodiesel avançado proveniente de microalgas nativas com captura intensiva de gás carbônico</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Instituições credenciadas: UFRN/Instituto de Biociências, Universidade Federal de Viçosa/Departamento de Engenharia Agrícola e UFRJ/Escola de Química</p>
<p>Resumo: Foi promovida a implantação bem sucedida de uma planta de produção de microalgas nativas no Rio Grande do Norte que atingiu produção anual superior a uma tonelada devido a sua estabilidade e alta produtividade média em biomassa seca livre de cinzas, cerca de 50 vezes maior do que a da soja. Foram testados diversos conceitos a nível de biorrefinaria e desenvolvida uma metodologia de extração a frio de óleo a partir de biomassa úmida de microalgas com posterior conversão a biodiesel especificado sob os critérios estabelecidos pela ANP. O resultado final dos esforços de P&D apresentados é o da produção de biocombustível de terceira geração com sucesso na escala piloto partindo de uma matéria prima não convencional (microalgas) submetida ao biorrefino até obtenção do produto final - biodiesel.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria IV</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Empresa Brasileira, com ou sem participação de Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino, Abastecimento e Biocombustíveis”:</p>
<p><strong>Título: Óleo Diesel de Primeiro Enchimento - Alta Estabilidade à Oxidação - nova linha de óleo diesel</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Empresa: MAN Latin America, BR Distribuidora</p>
<p>Resumo: As montadoras de veículos, na busca de redução de custos, abastecem os veículos recém-fabricados com o mínimo de combustível necessário, para futura comercialização. Este pequeno volume de óleo diesel fica exposto a grande quantidade de ar e, muitas das vezes, fica estocado por longos períodos de tempo. Surgiu a oportunidade de desenvolvimento de um óleo diesel especial, denominado de primeiro enchimento, que apresentasse maior estabilidade à oxidação durante a sua estocagem. O novo produto desenvolvido reduz a ocorrência de reações de oxidação por longo tempo em função da sua elevada estabilidade, minimizando a formação de depósitos no sistema de injeção e consequente ocorrência de problemas operacionais dos veículos.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria V</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Aumento do Fator de Recuperação de Petróleo e Gás”:</p>
<p> <strong>Título: Desenvolvimento de microcápsulas com rigidez controlável e o seu uso no controle de mobilidade e aumento do fator de recuperação de petróleo</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Shell</p>
<p>Instituição credenciada: PUC-Rio/ Laboratório de Microhidrodinâmica e Escoamento em Meios Porosos</p>
<p>Resumo: Este projeto desenvolve uma metodologia para fabricação de microcápsulas com propriedades controladas e prova o conceito do uso de suspensões dessas microcápsulas como método de aumento do fator de recuperação de óleo. As microcápsulas podem ser usadas como agentes de bloqueio de poros já varridos pela fase aquosa, desviando o fluxo e consequentemente mobilizando gânglios de óleo imóveis, e como veículo de carreamento de agentes químicos para liberação controlada.</p>
<p>A relação com todos os finalistas pode ser <a href="http://www.anp.gov.br/pesquisa-desenvolvimento-e-inovacao/premio-anp-de-inovacao-tecnologica/edicao-atual">consultada aqui</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong><a id="homenageados"></a>Personalidade Inovação do Ano 2018</strong></p>
<p>A homenagem foi concedida ao prof. dr. Kazuo Nishimoto, pela contribuição à pesquisa, ao desenvolvimento tecnológico e à inovação no setor energético brasileiro. Professor titular da Universidade de São Paulo (USP), possui graduação, mestrado e doutorado em Engenharia Naval e Oceânica pela USP (1979), Yokohama National University (1982) e Universidade de Tokyo (1985), respectivamente. Atualmente, concentra suas atividades de pesquisa na integração de diferentes áreas de conhecimento da engenharia como principal coordenador do Tanque de Provas Numérico da USP, onde é coordenador geral. Já coordenou mais de 50 projetos de pesquisa e desenvolvimento aplicados na área de petróleo e gás, produzindo cerca de 200 publicações técnicas altamente conceituadas. É reconhecido ainda por várias contribuições para o desenvolvimento de novos conceitos e registro de patentes.</p>
<p><strong>Menção Honrosa - Personalidade Inovação Operacional do Ano 2018</strong></p>
<p>A menção honrosa este ano foi concedida a Virmondes Alves Pereira. Engenheiro civil pela Universidade Federal de Uberlândia, possui pós-graduação em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV) e MBA em Gestão de Negócio pelo Instituto Superior de Engenharia (ISE). Fez o curso de formação em Engenharia de Petróleo como funcionário da Petrobras em 1980, na Bahia. No mesmo ano, passou a trabalhar na Bacia de Campos, onde permaneceu por 35 anos, dos 37 dedicados à Petrobras. Lá, gerenciou operações de perfuração em águas profundas, contribuindo significativamente para o desenvolvimento desta atividade no Brasil. Aposentou-se em julho de 2017.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (23/11) a cerimônia de entrega do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018, no Rio de Janeiro. Nas cinco categorias do Prêmio, concorreram 102 resultados de projetos, de universidades, empresas petrolíferas e empresas brasileiras. A avaliação dos vencedores foi feita com base nos critérios de originalidade, relevância, aplicabilidade e funcionalidade da tecnologia e, como critério de desempate, a produção científica e tecnológica. </p>
<p>Na abertura do evento, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou que, este ano, os investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) irão ultrapassar R$ 1,3 bi. “A expectativa para os próximos 30 anos, com os contratos licitados até 2019, é que a média anual de investimentos em P,D&I, com esses projetos já em produção chegue a R$ 3 bilhões”, complementou. </p>
<p>O Prêmio ANP foi criado em 2014 e tem como objetivo reconhecer os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação que representem avanço tecnológica para o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições credenciadas, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com recursos da Cláusula de PD&I presente nos contratos de exploração e produção.</p>
<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/premio-anp-todos-2018.jpg" width="750" height="400" /><br /> <span style="font-size: 9pt;"><em>Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018: diretoria da ANP, homenageado, menção honrosa e vencedores nas cinco categorias.<br /></em></span><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/30-23-11-2018-premio-anp-de-inovacao-tecnologica-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer"><span style="font-size: 9pt;"><em>Clique aqui para ver a galeria de fotos do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018</em></span></a></p>
<p> <br /><strong>Veja abaixo os vencedores do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2018:</strong></p>
<p><strong> </strong><strong>Categoria I</strong> - Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”:</p>
<p> <strong>Título: Metodologias para integração entre simulação numérica de reservatório e sísmica 4D</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Shell</p>
<p>Instituição credenciada: Unicamp / Cepetro</p>
<p>Resumo: Este projeto de pesquisa teve como objetivo desenvolver metodologias de integração entre dados de simulação numérica de reservatórios e sísmica 4D, considerando as incertezas relacionadas a ambos os conjuntos de dados através de abordagens estocásticas. As metodologias geradas nesta pesquisa contribuem para otimizar o gerenciamento de reservatórios, reduzindo as incertezas e riscos associados. O principal resultado são as metodologias propostas que propõem soluções para desafios práticos da indústria no que diz respeito à integração de dados de simulação numérica e sísmica 4D.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria II</strong> - Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Empresa Brasileira, com ou sem participação de Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”:</p>
<p><strong>Título: Aplicação de conceitos de confiabilidade aeronáutica em projeto, operação e manutenção de BOPs submarinos</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Empresa: Embraer, QGOG, Transocean, Brasdrill, Ocean Rig, NOV</p>
<p>Resumo: O BOP (Blowout Preventer) é o equipamento de segurança mais crítico de uma sonda de perfuração offshore. O equipamento é o responsável por controlar as pressões do poço e evitar derramamentos e vazamentos que podem levar a acidentes catastróficos. O cenário de altos custos com manutenção do equipamento e a constante preocupação com a segurança das operações levaram ao surgimento do Projeto de Pesquisa com o objetivo de estudar e aumentar a confiabilidade dos equipamentos de BOP, equiparando-a aos padrões de confiabilidade da indústria aeronáutica.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria III</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino, Abastecimento e Biocombustíveis”:</p>
<p><strong>Título: Produção de biodiesel avançado proveniente de microalgas nativas com captura intensiva de gás carbônico</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Instituições credenciadas: UFRN/Instituto de Biociências, Universidade Federal de Viçosa/Departamento de Engenharia Agrícola e UFRJ/Escola de Química</p>
<p>Resumo: Foi promovida a implantação bem sucedida de uma planta de produção de microalgas nativas no Rio Grande do Norte que atingiu produção anual superior a uma tonelada devido a sua estabilidade e alta produtividade média em biomassa seca livre de cinzas, cerca de 50 vezes maior do que a da soja. Foram testados diversos conceitos a nível de biorrefinaria e desenvolvida uma metodologia de extração a frio de óleo a partir de biomassa úmida de microalgas com posterior conversão a biodiesel especificado sob os critérios estabelecidos pela ANP. O resultado final dos esforços de P&D apresentados é o da produção de biocombustível de terceira geração com sucesso na escala piloto partindo de uma matéria prima não convencional (microalgas) submetida ao biorrefino até obtenção do produto final - biodiesel.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria IV</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Empresa Brasileira, com ou sem participação de Instituição Credenciada, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino, Abastecimento e Biocombustíveis”:</p>
<p><strong>Título: Óleo Diesel de Primeiro Enchimento - Alta Estabilidade à Oxidação - nova linha de óleo diesel</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Petrobras</p>
<p>Empresa: MAN Latin America, BR Distribuidora</p>
<p>Resumo: As montadoras de veículos, na busca de redução de custos, abastecem os veículos recém-fabricados com o mínimo de combustível necessário, para futura comercialização. Este pequeno volume de óleo diesel fica exposto a grande quantidade de ar e, muitas das vezes, fica estocado por longos períodos de tempo. Surgiu a oportunidade de desenvolvimento de um óleo diesel especial, denominado de primeiro enchimento, que apresentasse maior estabilidade à oxidação durante a sua estocagem. O novo produto desenvolvido reduz a ocorrência de reações de oxidação por longo tempo em função da sua elevada estabilidade, minimizando a formação de depósitos no sistema de injeção e consequente ocorrência de problemas operacionais dos veículos.</p>
<p> </p>
<p><strong>Categoria V</strong> – Resultado de projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Aumento do Fator de Recuperação de Petróleo e Gás”:</p>
<p> <strong>Título: Desenvolvimento de microcápsulas com rigidez controlável e o seu uso no controle de mobilidade e aumento do fator de recuperação de petróleo</strong></p>
<p>Empresa petrolífera: Shell</p>
<p>Instituição credenciada: PUC-Rio/ Laboratório de Microhidrodinâmica e Escoamento em Meios Porosos</p>
<p>Resumo: Este projeto desenvolve uma metodologia para fabricação de microcápsulas com propriedades controladas e prova o conceito do uso de suspensões dessas microcápsulas como método de aumento do fator de recuperação de óleo. As microcápsulas podem ser usadas como agentes de bloqueio de poros já varridos pela fase aquosa, desviando o fluxo e consequentemente mobilizando gânglios de óleo imóveis, e como veículo de carreamento de agentes químicos para liberação controlada.</p>
<p>A relação com todos os finalistas pode ser <a href="http://www.anp.gov.br/pesquisa-desenvolvimento-e-inovacao/premio-anp-de-inovacao-tecnologica/edicao-atual">consultada aqui</a>.</p>
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<p><strong><a id="homenageados"></a>Personalidade Inovação do Ano 2018</strong></p>
<p>A homenagem foi concedida ao prof. dr. Kazuo Nishimoto, pela contribuição à pesquisa, ao desenvolvimento tecnológico e à inovação no setor energético brasileiro. Professor titular da Universidade de São Paulo (USP), possui graduação, mestrado e doutorado em Engenharia Naval e Oceânica pela USP (1979), Yokohama National University (1982) e Universidade de Tokyo (1985), respectivamente. Atualmente, concentra suas atividades de pesquisa na integração de diferentes áreas de conhecimento da engenharia como principal coordenador do Tanque de Provas Numérico da USP, onde é coordenador geral. Já coordenou mais de 50 projetos de pesquisa e desenvolvimento aplicados na área de petróleo e gás, produzindo cerca de 200 publicações técnicas altamente conceituadas. É reconhecido ainda por várias contribuições para o desenvolvimento de novos conceitos e registro de patentes.</p>
<p><strong>Menção Honrosa - Personalidade Inovação Operacional do Ano 2018</strong></p>
<p>A menção honrosa este ano foi concedida a Virmondes Alves Pereira. Engenheiro civil pela Universidade Federal de Uberlândia, possui pós-graduação em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV) e MBA em Gestão de Negócio pelo Instituto Superior de Engenharia (ISE). Fez o curso de formação em Engenharia de Petróleo como funcionário da Petrobras em 1980, na Bahia. No mesmo ano, passou a trabalhar na Bacia de Campos, onde permaneceu por 35 anos, dos 37 dedicados à Petrobras. Lá, gerenciou operações de perfuração em águas profundas, contribuindo significativamente para o desenvolvimento desta atividade no Brasil. Aposentou-se em julho de 2017.</p>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (23/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (23/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (9/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (9/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A Diretoria da ANP aprovou, nesta quinta-feira (8/11), o pagamento, a mais cinco empresas, da subvenção econômica à comercialização de óleo diesel, estabelecida pela Lei nº 13.723/2018, relativo aos períodos de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase), de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) e de 31 de agosto a 29 de setembro de 2018 (2º período da 3ª fase). Esses pagamentos totalizaram R$ 1.064.176.152,30.</p>
<p>Também foi aprovado o pagamento de acréscimo, devido à atualização pela taxa Selic, a quatro empresas, em conformidade com § 4º, Art. 6º do Decreto nº 9.403/2018. Esse valor, relativo aos períodos de 8 de junho a 7 de julho e 8 a 31 de julho (1º e 2º períodos da 2ª fase, respectivamente), totalizou R$ 4.810.134,83.</p>
<p>A Petrobras receberá R$ 1.043.867.064,73, relativos ao período de 1 a 30 de agosto de 2018 (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Sul Plata Trading do Brasil Ltda. irá receber R$ 6.577.865,50, referentes ao período de 1 a 30 de agosto de 2018 (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Flamma Óleos de Derivados Ltda. receberá R$ 1.805.921,88, sendo R$ 4.035,48 relativos ao período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) e R$ 1.801.886,40 referentes ao período de 31 de agosto a 29 de setembro (2º período da 3ª fase).</p>
<p>A Greenergy Brasil Trading S/A irá receber R$ 1.397.099,50 relativos ao período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Blueway Trading Importação e Exportação S.A receberá R$ 10.528.200,69, relativos ao período de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase). A empresa, contudo, teve indeferido o pleito para o período de 8 de junho a 07 de julho (1º período da 2ª fase), pois o seu preço médio foi superior ao Preço de Comercialização (PC) estabelecido, não sendo comprovada a condição para o direito ao recebimento da subvenção.</p>
<p>A Petrobras Distribuidora também teve sua solicitação para o período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) indeferida, por ter apresentado seus dados declaratórios após o término do prazo.<br /><br /></p>
<table style="border-color: #000000; width: 100%; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Empresa</strong></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Fase/Período</strong></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Decisão</strong></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">BLUEWAY Trading Importação e Exportação S.A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 2ª fase (8/6 a 7/7)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Indeferimento</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">BLUEWAY Trading Importação e Exportação S.A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">2º período da 2ª fase (8/7 a 30/7)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 10.528.200,69</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">FLAMMA Óleos de Derivados Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 4.035,48</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">SUL PLATA Trading do Brasil Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 6.577.865,50</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.043.867.064,73</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">GREENERGY Brasil Trading S/A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.397.099,50</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">Petrobras Distribuidora S/A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Indeferimento</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">FLAMMA Óleos de Derivados Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">2º período da 3ª fase (31/8 a 29/9)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.801.886,40</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;" colspan="3"><strong>Total de pagamentos autorizados: R$ 1.064.176.152,30</strong></td>
</tr>
</tbody>
</table>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong><br /></strong><strong>Atualização pela taxa Selic</strong></span></h2>
<p>Com relação ao acréscimo de pagamentos pela taxa Selic, a Petrobras receberá R$ 4.566.157,74 07 a título de atualização dos valores pagos pela União como subvenção econômica à comercialização de óleo diesel, referentes aos períodos de 8 de junho a 7 de julho (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Petro Energia Indústria e Comercio Ltda. irá receber R$ 43.850,59 como atualização referente aos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Flamma Óleos e Derivados Ltda receberá R$ 96.953,72 como atualização pelos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. irá receber R$ 103.172,78 como atualização referente aos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>O efetivo pagamento da subvenção depende da comprovação de regularidade fiscal dos beneficiários, conforme dispõe o regulamento do programa.</p>
<ul>
<li><em><a href="http://www.anp.gov.br/component/content/article/2-uncategorised/4536-subvencao-a-comercializacao-de-oleo-diesel" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulte a página da subvenção à comercialização de óleo diesel para ver o detalhamento dos pagamentos.</a></em></li>
</ul>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A Diretoria da ANP aprovou, nesta quinta-feira (8/11), o pagamento, a mais cinco empresas, da subvenção econômica à comercialização de óleo diesel, estabelecida pela Lei nº 13.723/2018, relativo aos períodos de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase), de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) e de 31 de agosto a 29 de setembro de 2018 (2º período da 3ª fase). Esses pagamentos totalizaram R$ 1.064.176.152,30.</p>
<p>Também foi aprovado o pagamento de acréscimo, devido à atualização pela taxa Selic, a quatro empresas, em conformidade com § 4º, Art. 6º do Decreto nº 9.403/2018. Esse valor, relativo aos períodos de 8 de junho a 7 de julho e 8 a 31 de julho (1º e 2º períodos da 2ª fase, respectivamente), totalizou R$ 4.810.134,83.</p>
<p>A Petrobras receberá R$ 1.043.867.064,73, relativos ao período de 1 a 30 de agosto de 2018 (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Sul Plata Trading do Brasil Ltda. irá receber R$ 6.577.865,50, referentes ao período de 1 a 30 de agosto de 2018 (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Flamma Óleos de Derivados Ltda. receberá R$ 1.805.921,88, sendo R$ 4.035,48 relativos ao período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) e R$ 1.801.886,40 referentes ao período de 31 de agosto a 29 de setembro (2º período da 3ª fase).</p>
<p>A Greenergy Brasil Trading S/A irá receber R$ 1.397.099,50 relativos ao período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase).</p>
<p>A Blueway Trading Importação e Exportação S.A receberá R$ 10.528.200,69, relativos ao período de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase). A empresa, contudo, teve indeferido o pleito para o período de 8 de junho a 07 de julho (1º período da 2ª fase), pois o seu preço médio foi superior ao Preço de Comercialização (PC) estabelecido, não sendo comprovada a condição para o direito ao recebimento da subvenção.</p>
<p>A Petrobras Distribuidora também teve sua solicitação para o período de 1 a 30 de agosto (1º período da 3ª fase) indeferida, por ter apresentado seus dados declaratórios após o término do prazo.<br /><br /></p>
<table style="border-color: #000000; width: 100%; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Empresa</strong></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Fase/Período</strong></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center; vertical-align: top;"><strong>Decisão</strong></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">BLUEWAY Trading Importação e Exportação S.A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 2ª fase (8/6 a 7/7)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Indeferimento</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">BLUEWAY Trading Importação e Exportação S.A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">2º período da 2ª fase (8/7 a 30/7)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 10.528.200,69</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">FLAMMA Óleos de Derivados Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 4.035,48</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">SUL PLATA Trading do Brasil Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 6.577.865,50</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.043.867.064,73</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">GREENERGY Brasil Trading S/A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.397.099,50</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">Petrobras Distribuidora S/A</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">1º período da 3ª fase (1/8 a 30/8)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Indeferimento</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;">FLAMMA Óleos de Derivados Ltda.</td>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;">2º período da 3ª fase (31/8 a 29/9)</td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;">Deferimento - R$ 1.801.886,40</td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: center; vertical-align: top;" colspan="3"><strong>Total de pagamentos autorizados: R$ 1.064.176.152,30</strong></td>
</tr>
</tbody>
</table>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong><br /></strong><strong>Atualização pela taxa Selic</strong></span></h2>
<p>Com relação ao acréscimo de pagamentos pela taxa Selic, a Petrobras receberá R$ 4.566.157,74 07 a título de atualização dos valores pagos pela União como subvenção econômica à comercialização de óleo diesel, referentes aos períodos de 8 de junho a 7 de julho (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Petro Energia Indústria e Comercio Ltda. irá receber R$ 43.850,59 como atualização referente aos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Flamma Óleos e Derivados Ltda receberá R$ 96.953,72 como atualização pelos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>A Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. irá receber R$ 103.172,78 como atualização referente aos períodos de 8 de junho a 7 de julho de 2018 (1º período da 2ª fase) e de 8 a 31 de julho de 2018 (2º período da 2ª fase).</p>
<p>O efetivo pagamento da subvenção depende da comprovação de regularidade fiscal dos beneficiários, conforme dispõe o regulamento do programa.</p>
<ul>
<li><em><a href="http://www.anp.gov.br/component/content/article/2-uncategorised/4536-subvencao-a-comercializacao-de-oleo-diesel" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulte a página da subvenção à comercialização de óleo diesel para ver o detalhamento dos pagamentos.</a></em></li>
</ul>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/15a-rodada-assinatura-2a-etapa.jpg" width="600" height="400" /><br /><span style="font-size: 8pt;"><em>Representantes da ANP e das empresas que assinaram contratos da 15ª Rodada de Licitações. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP realizou, nesta quarta-feira (7/11), no Rio de Janeiro, a segunda etapa de assinatura de contratos relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/concessao-de-blocos-exploratorios-1/15-rodada-de-licitacao-de-blocos">15ª Rodada de Licitações</a>, ocorrida em março deste ano. Estiveram presentes à cerimônia diretores da ANP e o ministro de Minas e Energia (MME), Moreira Franco, além dos representantes das empresas.</p>
<p>Ao todo, 12 contratos, de dez empresas, foram assinados: BP Energy do Brasil Ltda.; Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.; Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Murphy Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda.; Petrogal Brasil S.A.; Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A.; Repsol Exploração Brasil Ltda.; Shell Brasil Petróleo Ltda.; e Wintershall do Brasil Exploração e Produção Ltda. Na 15ª Rodada de Licitações, no modelo de concessão, foram arrematados 22 blocos por 12 licitantes.</p>
<p>Veja os blocos cujos contratos foram assinados no dia 07/11:</p>
<table style="border-color: #000000; width: 100%; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bacia</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Setor</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bloco</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Consórcio (*operador)</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bônus (R$)</strong></span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Alagoas</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SSEAL-AUP1</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SEAL-M-430</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">ExxonMobil Brasil (50%)*; <br />Murphy (20%); <br />Queiroz Galvão (30%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">3.630.430,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-755</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">BP Energy (60%)*; <br />Equinor Brasil (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">43.361.000,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-791</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Shell Brasil (40%)*; <br />Petrogal Brasil (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">551.100.197,94</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-793</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">BP Energy (60%)*; <br />Equinor Brasil (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">43.361.000,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-821</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Repsol (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">51.770.822,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-823</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Repsol (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">40.080.826,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Ceará</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SCE-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">CE-M-601</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">9.005.040,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-857</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">57.304.800</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-863</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">24.559.200,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-865</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">16.372.800,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Santos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SS-AUP1</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">S-M-764</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Chevron (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Repsol (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">131.930.768,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Sergipe</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SSEAL-AUP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SEAL-M-573</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">ExxonMobil Brasil (50%)*; <br />Murphy (20%); <br />Queiroz Galvão (30%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">3.630.573,00</span></td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p>A <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4755-anp-realiza-assinatura-dos-primeiros-contratos-da-15-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">primeira etapa de assinatura dos contratos</a> foi realizada em 11/9.</p>
<p>Na ocasião, dez contratos, de cinco empresas, foram assinados: Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Petróleo Brasileiro S.A; QPI Brasil Petróleo Ltda.; e Shell Brasil Petróleo Ltda. Essas empresas solicitaram antecipação da assinatura dos contratos, já que o edital da 15ª Rodada prevê a entrega dos documentos de assinatura até 28/09 e assinatura até 30/11.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1566
| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/15a-rodada-assinatura-2a-etapa.jpg" width="600" height="400" /><br /><span style="font-size: 8pt;"><em>Representantes da ANP e das empresas que assinaram contratos da 15ª Rodada de Licitações. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP realizou, nesta quarta-feira (7/11), no Rio de Janeiro, a segunda etapa de assinatura de contratos relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/concessao-de-blocos-exploratorios-1/15-rodada-de-licitacao-de-blocos">15ª Rodada de Licitações</a>, ocorrida em março deste ano. Estiveram presentes à cerimônia diretores da ANP e o ministro de Minas e Energia (MME), Moreira Franco, além dos representantes das empresas.</p>
<p>Ao todo, 12 contratos, de dez empresas, foram assinados: BP Energy do Brasil Ltda.; Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.; Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Murphy Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda.; Petrogal Brasil S.A.; Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A.; Repsol Exploração Brasil Ltda.; Shell Brasil Petróleo Ltda.; e Wintershall do Brasil Exploração e Produção Ltda. Na 15ª Rodada de Licitações, no modelo de concessão, foram arrematados 22 blocos por 12 licitantes.</p>
<p>Veja os blocos cujos contratos foram assinados no dia 07/11:</p>
<table style="border-color: #000000; width: 100%; margin-left: auto; margin-right: auto;" border="1">
<tbody>
<tr>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bacia</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Setor</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bloco</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Consórcio (*operador)</strong></span></td>
<td style="background-color: #cccccc; text-align: center;"><span style="font-size: 10pt;"><strong>Bônus (R$)</strong></span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Alagoas</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SSEAL-AUP1</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SEAL-M-430</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">ExxonMobil Brasil (50%)*; <br />Murphy (20%); <br />Queiroz Galvão (30%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">3.630.430,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-755</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">BP Energy (60%)*; <br />Equinor Brasil (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">43.361.000,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-791</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Shell Brasil (40%)*; <br />Petrogal Brasil (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">551.100.197,94</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-793</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">BP Energy (60%)*; <br />Equinor Brasil (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">43.361.000,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-821</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Repsol (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">51.770.822,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Campos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SC-AP5</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">C-M-823</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Repsol (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Chevron (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">40.080.826,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Ceará</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SCE-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">CE-M-601</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">9.005.040,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-857</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">57.304.800</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-863</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">24.559.200,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Potiguar</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SPOT-AP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">POT-M-865</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Wintershall (100%)*</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">16.372.800,00</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Santos</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SS-AUP1</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">S-M-764</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Chevron (40%)*; <br />Wintershall (20%); <br />Repsol (40%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">131.930.768,13</span></td>
</tr>
<tr>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">Sergipe</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SSEAL-AUP2</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">SEAL-M-573</span></td>
<td style="text-align: left; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">ExxonMobil Brasil (50%)*; <br />Murphy (20%); <br />Queiroz Galvão (30%)</span></td>
<td style="text-align: right; vertical-align: top;"><span style="font-size: 10pt;">3.630.573,00</span></td>
</tr>
</tbody>
</table>
<p>A <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4755-anp-realiza-assinatura-dos-primeiros-contratos-da-15-rodada-de-licitacoes" target="_blank" rel="noopener noreferrer">primeira etapa de assinatura dos contratos</a> foi realizada em 11/9.</p>
<p>Na ocasião, dez contratos, de cinco empresas, foram assinados: Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Petróleo Brasileiro S.A; QPI Brasil Petróleo Ltda.; e Shell Brasil Petróleo Ltda. Essas empresas solicitaram antecipação da assinatura dos contratos, já que o edital da 15ª Rodada prevê a entrega dos documentos de assinatura até 28/09 e assinatura até 30/11.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1676
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/anp-canada-conferencia-nov2018.jpg" width="600" height="450" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>ANP apresenta oportunidades de investimentos no Brasil em evento no Canadá / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP participou hoje (6/11) da <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4914-brazil-s-new-wealth-of-opportunities-conference">Conferência Brazil’s New Wealth of Opportunities</a>, na Universidade de Calgary, no Canadá. O evento, promovido pelo Canadian Global Exploration Forum (CGEF), tem como foco as novas oportunidades de investimentos na indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural do Brasil.</p>
<p>O diretor da ANP Dirceu Amorelli fez palestra na abertura do evento. Ele traçou um panorama da indústria no Brasil e destacou as ações realizadas pela ANP e pelo governo brasileiro para estimular investimentos em áreas terrestres.</p>
<p>“O objetivo é revitalizar as atividades em campos onshore, atraindo empresas que atuam em campos maduros. O Brasil tem potencial para aumentar significativamente sua produção em terra no curto e médio prazos”, afirmou Amorelli.</p>
<p>Também fizeram palestras no evento o procurador-geral da ANP, Evandro Caldas; a superintendente de Promoção de Licitações, Heloísa Borges; o coordenador de Áreas Terrestres, José Fernando de Freitas; e o assessor da Superintendência de Definição de Blocos, Ronan Magalhães. Eles abordaram as próximas rodadas de licitações, a Oferta Permanente, e as oportunidades de investimentos em exploração e produção em terra no Brasil.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Nov2018/anp-canada-conferencia-nov2018.jpg" width="600" height="450" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>ANP apresenta oportunidades de investimentos no Brasil em evento no Canadá / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP participou hoje (6/11) da <a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4914-brazil-s-new-wealth-of-opportunities-conference">Conferência Brazil’s New Wealth of Opportunities</a>, na Universidade de Calgary, no Canadá. O evento, promovido pelo Canadian Global Exploration Forum (CGEF), tem como foco as novas oportunidades de investimentos na indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural do Brasil.</p>
<p>O diretor da ANP Dirceu Amorelli fez palestra na abertura do evento. Ele traçou um panorama da indústria no Brasil e destacou as ações realizadas pela ANP e pelo governo brasileiro para estimular investimentos em áreas terrestres.</p>
<p>“O objetivo é revitalizar as atividades em campos onshore, atraindo empresas que atuam em campos maduros. O Brasil tem potencial para aumentar significativamente sua produção em terra no curto e médio prazos”, afirmou Amorelli.</p>
<p>Também fizeram palestras no evento o procurador-geral da ANP, Evandro Caldas; a superintendente de Promoção de Licitações, Heloísa Borges; o coordenador de Áreas Terrestres, José Fernando de Freitas; e o assessor da Superintendência de Definição de Blocos, Ronan Magalhães. Eles abordaram as próximas rodadas de licitações, a Oferta Permanente, e as oportunidades de investimentos em exploração e produção em terra no Brasil.</p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em setembro de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,196 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Foram produzidos 2,486 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 1,4% na comparação com o mês anterior e de 5,9% se comparada com setembro de 2017. Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, um aumento de 6,1% em comparação ao mês anterior e uma redução de 0,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017. Os dados de produção de setembro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Pré-sal</strong></span></h2>
<p>A produção do pré-sal em setembro totalizou 1,783 milhão de boe/d, um aumento de 3,7% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,419 milhão de barris de petróleo por dia e 58 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 85 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em setembro, 55,8%, é a maior registrada até hoje. Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></span></h2>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de setembro alcançou 97,2% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 56,4 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 0,6% se comparada ao mês anterior e de 7,7% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Campos produtores</strong></span></h2>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 851 mil bbl/d de petróleo e 35,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 76,5% do gás natural. A produção ocorreu em 7.456 poços, sendo 712 marítimos e 6.744 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,2% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.129. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 94.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 66, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 148 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo.A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 41 poços a ela interligados, produziu 8,4 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Outras informações</strong></span></h2>
<p>Em setembro de 2018, 304 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 28 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 74 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,3, sendo 38,6% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 46,4% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,0 mil boe/d, sendo 87,2 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,5 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.380 boe/d na Bahia, 19 boe/d no Espírito Santo, 1.548 boe/d no Rio Grande do Norte e 205 boe/d em Sergipe.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em setembro de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,196 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Foram produzidos 2,486 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 1,4% na comparação com o mês anterior e de 5,9% se comparada com setembro de 2017. Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, um aumento de 6,1% em comparação ao mês anterior e uma redução de 0,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017. Os dados de produção de setembro estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Pré-sal</strong></span></h2>
<p>A produção do pré-sal em setembro totalizou 1,783 milhão de boe/d, um aumento de 3,7% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,419 milhão de barris de petróleo por dia e 58 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 85 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em setembro, 55,8%, é a maior registrada até hoje. Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></span></h2>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de setembro alcançou 97,2% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 56,4 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 0,6% se comparada ao mês anterior e de 7,7% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Campos produtores</strong></span></h2>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 851 mil bbl/d de petróleo e 35,5 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 76,5% do gás natural. A produção ocorreu em 7.456 poços, sendo 712 marítimos e 6.744 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,2% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.129. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 94.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 66, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 148 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo.A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 41 poços a ela interligados, produziu 8,4 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<h2><span style="font-size: 12pt;"><strong>Outras informações</strong></span></h2>
<p>Em setembro de 2018, 304 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 28 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 74 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,3, sendo 38,6% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 46,4% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,0 mil boe/d, sendo 87,2 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,5 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,5 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.380 boe/d na Bahia, 19 boe/d no Espírito Santo, 1.548 boe/d no Rio Grande do Norte e 205 boe/d em Sergipe.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1712
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP vai colocar em consulta pública proposta de resolução que permite a utilização de mecanismos como <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/cessao-de-contratos/reserve-based-lending">Reserve Based Lending (RBL) </a>entre as garantias que podem ser oferecidas pelas empresas de petróleo e gás nas operações de cessão de direitos em contratos de exploração e produção. O RBL, que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários, é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. Essa modalidade facilita principalmente a venda de campos maduros, o que destravará investimentos para o aumento do fator de recuperação no Brasil.</p>
<p>A possibilidade de utilização desses novos mecanismos está sendo incluída na minuta de resolução submetida à consulta pública em 2016, para regular os procedimentos a serem adotados nas cessões de direitos. A proposta inicial da ANP contemplava outras formas de garantia, mas não o RBL e similares. Após contribuições e sugestões do mercado, a Agência reavaliou o tema, de forma a não restringir as opções disponíveis para a indústria.</p>
<p>A nova norma tem como objetivos aumentar a segurança jurídica para as operações e permitir uma maior dinâmica da indústria, atraindo investimentos para o país. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão de direitos dos contratos de concessão, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>A <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4884-consulta-e-audiencia-publicas-n-28-2018">consulta pública</a> se estenderá até 05/12/2018, e a Audiência Pública sobre o tema será realizada no dia 11/12/2018.</p>]]></description>]]>
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| 1712
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP vai colocar em consulta pública proposta de resolução que permite a utilização de mecanismos como <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/cessao-de-contratos/reserve-based-lending">Reserve Based Lending (RBL) </a>entre as garantias que podem ser oferecidas pelas empresas de petróleo e gás nas operações de cessão de direitos em contratos de exploração e produção. O RBL, que consiste na utilização de reservas como garantia para empréstimos bancários, é adotado em outros países como opção de financiamento para ativos na fase de produção ou para ativos cuja produção se inicie em breve. Essa modalidade facilita principalmente a venda de campos maduros, o que destravará investimentos para o aumento do fator de recuperação no Brasil.</p>
<p>A possibilidade de utilização desses novos mecanismos está sendo incluída na minuta de resolução submetida à consulta pública em 2016, para regular os procedimentos a serem adotados nas cessões de direitos. A proposta inicial da ANP contemplava outras formas de garantia, mas não o RBL e similares. Após contribuições e sugestões do mercado, a Agência reavaliou o tema, de forma a não restringir as opções disponíveis para a indústria.</p>
<p>A nova norma tem como objetivos aumentar a segurança jurídica para as operações e permitir uma maior dinâmica da indústria, atraindo investimentos para o país. A ANP manterá sua atribuição de analisar os pedidos de cessão de direitos dos contratos de concessão, como condição prévia para autorizá-los.</p>
<p>A <a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/4884-consulta-e-audiencia-publicas-n-28-2018">consulta pública</a> se estenderá até 05/12/2018, e a Audiência Pública sobre o tema será realizada no dia 11/12/2018.</p>]]>]]>
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| 1724
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (1/11) o <a href="http://www.anp.gov.br/workshop-regulamentacao-de-interconexao-de-gasodutos-de-distribuidores">workshop Regulamentação de Interconexão de Gasodutos de Distribuidores</a>, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para uma possível regulamentação da interconexão de gasodutos de distribuição na divisa de unidades da federação para movimentação de gás natural entre distribuidores de estados diferentes e contíguos.</p>
<p>A iniciativa da ANP atende ao previsto no projeto de Lei nº PL 6407/2013, em tramitação no Congresso Nacional, que prevê a alteração do marco legal de forma a incluir como gasodutos de transporte os dutos destinados à interconexão entre gasodutos de distribuição, atribuindo à Agência a regulação dessas instalações, ressalvadas as respectivas regulações estaduais.</p>
<p>O evento foi aberto pelo diretor da ANP José Cesário Cecchi e contou com a participação de empresas ligadas ao setor de Gás Natural e de técnicos da Agência.</p>
<p>“O objetivo deste evento é promover ainda mais a inserção do gás na matriz energética dos estados”, afirmou o diretor da ANP.</p>
<p>O evento discutiu os seguintes temas: regime de outorga, acesso, remuneração, limitações e obrigações do outorgado, contratos de movimentação de gás natural, contratos de compra e venda de gás natural e deveres dos usuários da instalação de interconexão.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou hoje (1/11) o <a href="http://www.anp.gov.br/workshop-regulamentacao-de-interconexao-de-gasodutos-de-distribuidores">workshop Regulamentação de Interconexão de Gasodutos de Distribuidores</a>, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para uma possível regulamentação da interconexão de gasodutos de distribuição na divisa de unidades da federação para movimentação de gás natural entre distribuidores de estados diferentes e contíguos.</p>
<p>A iniciativa da ANP atende ao previsto no projeto de Lei nº PL 6407/2013, em tramitação no Congresso Nacional, que prevê a alteração do marco legal de forma a incluir como gasodutos de transporte os dutos destinados à interconexão entre gasodutos de distribuição, atribuindo à Agência a regulação dessas instalações, ressalvadas as respectivas regulações estaduais.</p>
<p>O evento foi aberto pelo diretor da ANP José Cesário Cecchi e contou com a participação de empresas ligadas ao setor de Gás Natural e de técnicos da Agência.</p>
<p>“O objetivo deste evento é promover ainda mais a inserção do gás na matriz energética dos estados”, afirmou o diretor da ANP.</p>
<p>O evento discutiu os seguintes temas: regime de outorga, acesso, remuneração, limitações e obrigações do outorgado, contratos de movimentação de gás natural, contratos de compra e venda de gás natural e deveres dos usuários da instalação de interconexão.</p>]]>]]>
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| 1737
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (1/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A<a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019"> Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (1/11) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A<a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019"> Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1748
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) propôs em reunião extraordinária realizada nesta segunda-feira (29/10) a expansão da adição obrigatória de biodiesel ao óleo diesel comercializado no Brasil, de maneira gradual e progressiva. Os membros também deliberaram sobre a resolução para a nova política de comercialização do petróleo e gás natural destinados à União.</p>
<p>Mais informações no site do <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-propoe-expansao-do-biodiesel-ao-diesel-para-ate-15-e-estabelece-novas-regras-para-venda-do-petroleo-e-gas-natural-da-uniao">Ministério de Minas e Energia</a>.</p>]]></description>]]>
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| 1748
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) propôs em reunião extraordinária realizada nesta segunda-feira (29/10) a expansão da adição obrigatória de biodiesel ao óleo diesel comercializado no Brasil, de maneira gradual e progressiva. Os membros também deliberaram sobre a resolução para a nova política de comercialização do petróleo e gás natural destinados à União.</p>
<p>Mais informações no site do <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-propoe-expansao-do-biodiesel-ao-diesel-para-ate-15-e-estabelece-novas-regras-para-venda-do-petroleo-e-gas-natural-da-uniao">Ministério de Minas e Energia</a>.</p>]]>]]>
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| 1758
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (29/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (29/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1769
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>As decisões da diretoria da ANP estão disponíveis para consulta no <a href="http://www.anp.gov.br/reunioes-da-diretoria-colegiada/banco-de-decisoes-resolucoes-de-diretoria-colegiada">Banco de Decisões</a>, instrumento que consolida informações, de forma segmentada, a partir de 2016, com foco nas atividades regulatórias do segmento de Exploração e Produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>O material disponível no momento se concentra, sobretudo, nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1769
| <![CDATA[<![CDATA[<p>As decisões da diretoria da ANP estão disponíveis para consulta no <a href="http://www.anp.gov.br/reunioes-da-diretoria-colegiada/banco-de-decisoes-resolucoes-de-diretoria-colegiada">Banco de Decisões</a>, instrumento que consolida informações, de forma segmentada, a partir de 2016, com foco nas atividades regulatórias do segmento de Exploração e Produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>O material disponível no momento se concentra, sobretudo, nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1780
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A Diretoria da ANP aprovou hoje (25/10) a realização de uma Tomada Pública de Contribuições (TPC) para coletar sugestões, dados e informações da sociedade sobre a criação de instrumentos regulatórios para incentivar o desenvolvimento da produção de acumulações de petróleo e gás com baixa atratividade econômica.</p>
<p>A TPC está voltada para incentivar as empresas a investirem em descobertas petrolíferas de pequeno e médio porte que apresentem desafios logísticos, técnicos ou operacionais, para o desenvolvimento da produção e o aumento de fator de recuperação final.</p>
<p>A iniciativa da ANP visa ao aproveitamento racional dos recursos energéticos, a geração de empregos e o aumento da arrecadação de royalties pela União, estados e municípios.</p>
<p>A TPC é aberta a órgãos e entidades dos poderes da União, Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, a todo mercado petrolífero, a consumidores, a segmentos técnicos, bem como ao público em geral dos diversos segmentos da sociedade civil interessados nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural sujeitos à regulação da ANP.</p>]]></description>]]>
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| 1780
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A Diretoria da ANP aprovou hoje (25/10) a realização de uma Tomada Pública de Contribuições (TPC) para coletar sugestões, dados e informações da sociedade sobre a criação de instrumentos regulatórios para incentivar o desenvolvimento da produção de acumulações de petróleo e gás com baixa atratividade econômica.</p>
<p>A TPC está voltada para incentivar as empresas a investirem em descobertas petrolíferas de pequeno e médio porte que apresentem desafios logísticos, técnicos ou operacionais, para o desenvolvimento da produção e o aumento de fator de recuperação final.</p>
<p>A iniciativa da ANP visa ao aproveitamento racional dos recursos energéticos, a geração de empregos e o aumento da arrecadação de royalties pela União, estados e municípios.</p>
<p>A TPC é aberta a órgãos e entidades dos poderes da União, Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, a todo mercado petrolífero, a consumidores, a segmentos técnicos, bem como ao público em geral dos diversos segmentos da sociedade civil interessados nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural sujeitos à regulação da ANP.</p>]]>]]>
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| 1792
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A diretoria da ANP aprovou hoje (25/10), a utilização de serviço de nuvem para disponibilização dos <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/dados-tecnicos">dados técnicos</a> públicos dos pacotes de dados das rodadas de licitações. A iniciativa da ANP visa à redução de custos e à simplificação de operações, trazendo o conceito de computação em nuvem, que já vem sendo utilizado em outros setores, para os leilões de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>O uso da nuvem representa o aperfeiçoamento do sistema eBID, adotado desde 2012, permitindo que usuários externos tenham acesso, via internet, aos pacotes de dados das rodadas. Atualmente, o eBID habilita as empresas a fazerem download de dados para avaliação. Na nuvem, os dados serão avaliados diretamente naquele ambiente, sem a necessidade de contato com infraestrutura tecnológica para avaliação das informações. Isso aumentará a atratividade das áreas, sobretudo para empresas de pequeno e médio portes. Com o acesso mais rápido, direto na nuvem, empresas nacionais e estrangeiras poderão consultar os dados em qualquer lugar do mundo.</p>
<p>A iniciativa é parte do Programa de Modernização de Dados Técnicos aprovado pela Diretoria da ANP no início de 2018, que envolve quatro pilares de desenvolvimento: Tecnologia; Infraestrutura; Regulação; e Meio Ambiente. O programa também envolve os seguintes projetos: Banco de Dados Ambientais, Centro de Rochas e Fluidos Digital e a Rede de Litotecas; Big Data e Ciência de Dados; e o Sensoriamento Remoto por Radar das Atividades Petrolíferas.</p>]]></description>]]>
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| 1792
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A diretoria da ANP aprovou hoje (25/10), a utilização de serviço de nuvem para disponibilização dos <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/dados-tecnicos">dados técnicos</a> públicos dos pacotes de dados das rodadas de licitações. A iniciativa da ANP visa à redução de custos e à simplificação de operações, trazendo o conceito de computação em nuvem, que já vem sendo utilizado em outros setores, para os leilões de exploração e produção de petróleo e gás natural.</p>
<p>O uso da nuvem representa o aperfeiçoamento do sistema eBID, adotado desde 2012, permitindo que usuários externos tenham acesso, via internet, aos pacotes de dados das rodadas. Atualmente, o eBID habilita as empresas a fazerem download de dados para avaliação. Na nuvem, os dados serão avaliados diretamente naquele ambiente, sem a necessidade de contato com infraestrutura tecnológica para avaliação das informações. Isso aumentará a atratividade das áreas, sobretudo para empresas de pequeno e médio portes. Com o acesso mais rápido, direto na nuvem, empresas nacionais e estrangeiras poderão consultar os dados em qualquer lugar do mundo.</p>
<p>A iniciativa é parte do Programa de Modernização de Dados Técnicos aprovado pela Diretoria da ANP no início de 2018, que envolve quatro pilares de desenvolvimento: Tecnologia; Infraestrutura; Regulação; e Meio Ambiente. O programa também envolve os seguintes projetos: Banco de Dados Ambientais, Centro de Rochas e Fluidos Digital e a Rede de Litotecas; Big Data e Ciência de Dados; e o Sensoriamento Remoto por Radar das Atividades Petrolíferas.</p>]]>]]>
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| 1803
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (19/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| 1803
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (19/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1814
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O Comitê Diretivo do Pedefor (Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural) aprovou ontem (17/10) a realização de Consulta Pública do Edital de Bonificações de Créditos para Conteúdo Local, no período de 18 de outubro a 1º de novembro de 2018.</p>
<p>O Edital é resultado de reuniões dos Comitês Diretivo e Técnico-Operativo do Pedefor, após a apresentação da proposta de bonificações pela ANP. As contribuições recebidas durante o período de consulta serão analisadas pelo Comitê Diretivo do Pedefor, a quem cabe a decisão final sobre o assunto.</p>
<p>A bonificação deverá contribuir para que as empresas operadoras de áreas para exploração e produção de petróleo e gás possam alcançar os índices de conteúdo local estabelecidos, aumentando a atratividade da indústria de petróleo e gás no Brasil. Ao mesmo, tempo, estimulará a aquisição, no curto prazo, de bens e serviços de alto valor para a sociedade. Isso resultará no aumento sustentável da atividade econômica e da arrecadação, da geração de empregos e no aumento das exportações e da produção de inovações.</p>
<p>Mais informações sobre o encaminhamento das manifestações, que posteriormente serão tornadas públicas, bem como sobre a consulta pública podem ser obtidas no <a href="http://www.mdic.gov.br/component/content/article?id=3625" target="_blank" rel="noopener noreferrer">site do MDIC</a>. </p>]]></description>]]>
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| 1814
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O Comitê Diretivo do Pedefor (Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural) aprovou ontem (17/10) a realização de Consulta Pública do Edital de Bonificações de Créditos para Conteúdo Local, no período de 18 de outubro a 1º de novembro de 2018.</p>
<p>O Edital é resultado de reuniões dos Comitês Diretivo e Técnico-Operativo do Pedefor, após a apresentação da proposta de bonificações pela ANP. As contribuições recebidas durante o período de consulta serão analisadas pelo Comitê Diretivo do Pedefor, a quem cabe a decisão final sobre o assunto.</p>
<p>A bonificação deverá contribuir para que as empresas operadoras de áreas para exploração e produção de petróleo e gás possam alcançar os índices de conteúdo local estabelecidos, aumentando a atratividade da indústria de petróleo e gás no Brasil. Ao mesmo, tempo, estimulará a aquisição, no curto prazo, de bens e serviços de alto valor para a sociedade. Isso resultará no aumento sustentável da atividade econômica e da arrecadação, da geração de empregos e no aumento das exportações e da produção de inovações.</p>
<p>Mais informações sobre o encaminhamento das manifestações, que posteriormente serão tornadas públicas, bem como sobre a consulta pública podem ser obtidas no <a href="http://www.mdic.gov.br/component/content/article?id=3625" target="_blank" rel="noopener noreferrer">site do MDIC</a>. </p>]]>]]>
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| 1826
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O diretor Aurélio Amaral participou hoje (17/10) do 6º Encontro dos Revendedores de Combustíveis do Sudeste e 4º Encontro Nacional dos Revendedores Atacadistas de Lubrificantes, realizado em Campinas, São Paulo. O <a href="http://www.anp.gov.br/4-ealub-e-6-earcom">evento</a> reuniu em torno de 1.200 empresários e executivos do setor, em palestras e debates para discussão de temas de interesse das categorias.</p>
<p>Em seu pronunciamento, Aurélio Amaral ressaltou a importância do aperfeiçoamento das regras do setor, que vem sendo conduzido pela ANP. "Buscamos reduzir o peso da regulação e da burocracia não necessária, promovendo ações para incentivo e aumento da concorrência sadia, com maior benefício para os agentes econômicos e para o consumidor", disse.</p>
<p>A ANP também contou com um estande para esclarecer dúvidas e dar informações aos participantes do evento.</p>]]></description>]]>
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| 1826
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O diretor Aurélio Amaral participou hoje (17/10) do 6º Encontro dos Revendedores de Combustíveis do Sudeste e 4º Encontro Nacional dos Revendedores Atacadistas de Lubrificantes, realizado em Campinas, São Paulo. O <a href="http://www.anp.gov.br/4-ealub-e-6-earcom">evento</a> reuniu em torno de 1.200 empresários e executivos do setor, em palestras e debates para discussão de temas de interesse das categorias.</p>
<p>Em seu pronunciamento, Aurélio Amaral ressaltou a importância do aperfeiçoamento das regras do setor, que vem sendo conduzido pela ANP. "Buscamos reduzir o peso da regulação e da burocracia não necessária, promovendo ações para incentivo e aumento da concorrência sadia, com maior benefício para os agentes econômicos e para o consumidor", disse.</p>
<p>A ANP também contou com um estande para esclarecer dúvidas e dar informações aos participantes do evento.</p>]]>]]>
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| 1837
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, em palestra no evento " A participação do TCU nas Desestatizações e na Regulação dos Serviços Públicos", realizado hoje (17/10) na sede do tribunal, em Brasília, disse que as prioridades da ANP são o aumento da atividade exploratória, a maximização do fator de recuperação dos campos maduros e a atração de novos investimentos para o setor de exploração e produção.</p>
<p>"O pico da demanda por petróleo deverá acontecer por volta de 2040. O Brasil não pode desperdiçar as oportunidades que tem. O nosso potencial é imenso", afirmou. Décio Oddone acrescentou que as rodadas de licitações de áreas para exploração e produção já realizadas vão proporcionar cerca de 450 bilhões de dólares em investimentos e R$ 1,7 trilhão em arrecadação.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1837
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, em palestra no evento " A participação do TCU nas Desestatizações e na Regulação dos Serviços Públicos", realizado hoje (17/10) na sede do tribunal, em Brasília, disse que as prioridades da ANP são o aumento da atividade exploratória, a maximização do fator de recuperação dos campos maduros e a atração de novos investimentos para o setor de exploração e produção.</p>
<p>"O pico da demanda por petróleo deverá acontecer por volta de 2040. O Brasil não pode desperdiçar as oportunidades que tem. O nosso potencial é imenso", afirmou. Décio Oddone acrescentou que as rodadas de licitações de áreas para exploração e produção já realizadas vão proporcionar cerca de 450 bilhões de dólares em investimentos e R$ 1,7 trilhão em arrecadação.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1848
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (15/10) no Diário Oficial da União os nomes de mais três empresas aprovadas pela <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> para a Oferta Permanente: DEA Deutsche Erdoel AG, Petrol Serviços de Sondagem Ltda. e Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda. No total, dez empresas já estão inscritas, tendo as quatro primeiras sido aprovadas em 28/8 e as outras três em 17/09. Veja a <a href="http://www.anp.gov.br/p://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/inscricao-de-licitantes">relação completa das inscritas aqui</a>.</p>
<p>Conforme regras do <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/edital-e-modelos-dos-contratos-de-concessao">edital da Oferta Permanente</a>, a partir da aprovação da solicitação de inscrição pela CEL, as licitantes poderão apresentar a qualquer tempo a declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta, iniciando um ciclo da Oferta Permanente.</p>
<p>Até o momento, 22 empresas procuraram a ANP buscando informações sobre a Oferta Permanente, que consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à agência.</p>
<p>Foram selecionados para a primeira etapa 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo cerca de 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas. Dos 884 blocos, 158 já estão disponíveis, com a publicação do edital, para declaração de interesse pelas empresas inscritas na Oferta Permanente. Esses 158 blocos atendem ao disposto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 17/2017</a>, que determina que as áreas ofertadas nas rodadas de licitações promovidas pela ANP devem ser previamente analisadas quanto à viabilidade ambiental pelos órgãos ambientais estaduais e pelo Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG) e já ter sido objeto de autorizações de parte do CNPE em licitações anteriores.</p>
<p><br />Os blocos e áreas previstos para a primeira etapa da Oferta Permanente serão incluídos no edital à medida que os demais pareceres ambientais forem emitidos e após a realização de audiência pública específica sobre a inclusão das áreas.</p>]]></description>]]>
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| 1848
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (15/10) no Diário Oficial da União os nomes de mais três empresas aprovadas pela <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> para a Oferta Permanente: DEA Deutsche Erdoel AG, Petrol Serviços de Sondagem Ltda. e Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda. No total, dez empresas já estão inscritas, tendo as quatro primeiras sido aprovadas em 28/8 e as outras três em 17/09. Veja a <a href="http://www.anp.gov.br/p://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/inscricao-de-licitantes">relação completa das inscritas aqui</a>.</p>
<p>Conforme regras do <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/edital-e-modelos-dos-contratos-de-concessao">edital da Oferta Permanente</a>, a partir da aprovação da solicitação de inscrição pela CEL, as licitantes poderão apresentar a qualquer tempo a declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta, iniciando um ciclo da Oferta Permanente.</p>
<p>Até o momento, 22 empresas procuraram a ANP buscando informações sobre a Oferta Permanente, que consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à agência.</p>
<p>Foram selecionados para a primeira etapa 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo cerca de 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas. Dos 884 blocos, 158 já estão disponíveis, com a publicação do edital, para declaração de interesse pelas empresas inscritas na Oferta Permanente. Esses 158 blocos atendem ao disposto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 17/2017</a>, que determina que as áreas ofertadas nas rodadas de licitações promovidas pela ANP devem ser previamente analisadas quanto à viabilidade ambiental pelos órgãos ambientais estaduais e pelo Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG) e já ter sido objeto de autorizações de parte do CNPE em licitações anteriores.</p>
<p><br />Os blocos e áreas previstos para a primeira etapa da Oferta Permanente serão incluídos no edital à medida que os demais pareceres ambientais forem emitidos e após a realização de audiência pública específica sobre a inclusão das áreas.</p>]]>]]>
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| 1861
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou nesta quarta-feira (10/10), no Rio de Janeiro, o <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-soma">VI Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente</a>. No evento, a Agência apresentou ao mercado os dados de desempenho da indústria em 2017, que estarão disponíveis no relatório anual a ser publicado em breve no portal ANP.</p>
<p>Na abertura do Workshop, o superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, Marcelo Mafra, afirmou que a Agência vem ampliando, nos últimos anos, os investimentos nessa área. “O objetivo é atuar de maneira mais intensa em quatros grandes frentes estratégicas: incremento da fiscalização em campo; regulamentos com foco em sistema de gestão orientados a desempenho e riscos; priorização de ações preventivas; e favorecimento das condições para otimização do licenciamento ambiental”.</p>
<p>Segundo ele, esses esforços já garantiram resultados importantes, como a redução do número e da gravidade de irregularidades encontradas nas ações de fiscalização, aumento do engajamento entre ANP e mercado e aproximação com os órgãos ambientais.</p>
<p>Ao longo do evento, foram debatidos ainda com os representantes da indústria temas relacionados à segurança operacional, tais como:</p>
<ul>
<li>Estratégias das empresas para fortalecimento da segurança operacional, sobretudo em relação ao tratamento das causas dos principais acidentes relacionados aos itens "perda de contenção de gás inflamável" e "princípio de incêndio";<br /><br /></li>
<li>Opiniões da indústria sobre a futura regulamentação de descomissionamento e as práticas internacionais;<br /><br /></li>
<li>Revisão do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional (SGSO) com foco no impacto da interface humana para o desenvolvimento da cultura de segurança.<br /><br /></li>
</ul>
<p>No final de outubro, a ANP fará outro evento sobre segurança operacional, específico sobre resposta conjunta a grandes emergências com compartilhamento de recursos, em parceria com o Norwegian Oil Spill Control Association (Nosca). O encontro prevê a participação do Ibama e das principais empresas do setor.</p>
<p>O evento será um passo importante para o processo de revisão da legislação ambiental que não permite, atualmente, planos compartilhados de resposta à emergência. O objetivo é garantir a otimização das atividades, gerando uma resposta mais efetiva e rápida a emergências.</p>]]></description>]]>
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| 1861
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou nesta quarta-feira (10/10), no Rio de Janeiro, o <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-soma">VI Workshop de Segurança Operacional e Meio Ambiente</a>. No evento, a Agência apresentou ao mercado os dados de desempenho da indústria em 2017, que estarão disponíveis no relatório anual a ser publicado em breve no portal ANP.</p>
<p>Na abertura do Workshop, o superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, Marcelo Mafra, afirmou que a Agência vem ampliando, nos últimos anos, os investimentos nessa área. “O objetivo é atuar de maneira mais intensa em quatros grandes frentes estratégicas: incremento da fiscalização em campo; regulamentos com foco em sistema de gestão orientados a desempenho e riscos; priorização de ações preventivas; e favorecimento das condições para otimização do licenciamento ambiental”.</p>
<p>Segundo ele, esses esforços já garantiram resultados importantes, como a redução do número e da gravidade de irregularidades encontradas nas ações de fiscalização, aumento do engajamento entre ANP e mercado e aproximação com os órgãos ambientais.</p>
<p>Ao longo do evento, foram debatidos ainda com os representantes da indústria temas relacionados à segurança operacional, tais como:</p>
<ul>
<li>Estratégias das empresas para fortalecimento da segurança operacional, sobretudo em relação ao tratamento das causas dos principais acidentes relacionados aos itens "perda de contenção de gás inflamável" e "princípio de incêndio";<br /><br /></li>
<li>Opiniões da indústria sobre a futura regulamentação de descomissionamento e as práticas internacionais;<br /><br /></li>
<li>Revisão do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional (SGSO) com foco no impacto da interface humana para o desenvolvimento da cultura de segurança.<br /><br /></li>
</ul>
<p>No final de outubro, a ANP fará outro evento sobre segurança operacional, específico sobre resposta conjunta a grandes emergências com compartilhamento de recursos, em parceria com o Norwegian Oil Spill Control Association (Nosca). O encontro prevê a participação do Ibama e das principais empresas do setor.</p>
<p>O evento será um passo importante para o processo de revisão da legislação ambiental que não permite, atualmente, planos compartilhados de resposta à emergência. O objetivo é garantir a otimização das atividades, gerando uma resposta mais efetiva e rápida a emergências.</p>]]>]]>
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| 1880
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (5/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| 1880
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (5/10) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 1891
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Começa hoje (5/10) a Tomada Pública de Contribuições (TPC) referente a medidas para incentivo à concorrência no setor de gás natural. A TPC tem como intuito coletar contribuições, dados e informações dos agentes do mercado sobre a necessidade de desverticalização dessa indústria e foi dividida em cinco objetos, com períodos diferentes para o recebimento de contribuições:</p>
<p>- <strong>Objeto 1</strong> - Modelos de independência;<br />- <strong>Objeto 2</strong> - Regras para a formalização do acesso concedido a gasodutos de escoamento, unidades de tratamento de gás natural e terminais de regaseificação de GNL e conciliação e arbitramento;<br /><strong>Período</strong>: ambos de 05/10/2018 a 04/12/2018;</p>
<p>- <strong>Objeto 3</strong> - Medidas para dar transparência às transações comerciais entre partes relacionadas, a fim de atender ao mercado cativo de gás natural;<br />- <strong>Objeto 4</strong> - “Pacto Nacional” entre a União e os Estados, para harmonização das regras de regulação do gás natural;<br /><strong>Período</strong>: ambos de 03/12/2018 a 17/01/2019;</p>
<p>- <strong>Objeto 5</strong> - Programa de liberação de gás natural (Gas Release);<br /><strong>Período</strong>: de 17/01/2019 a 03/03/2019.</p>
<p> </p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/370-tomada-publica-de-contribuicoes/4830-tomada-publica-de-contribuicoes-n-6-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulte a página onde estão publicados os documentos sobre a TPC</a></p>
<p><strong>Veja mais informações sobre o tema:</strong></p>
<p>20/09/2018 - <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/4779-anp-aprova-tomada-publica-de-contribuicoes-tpc-sobre-medidas-de-incentivo-para-o-mercado-de-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ANP aprova Tomada Pública de Contribuições (TPC) sobre medidas de incentivo para o mercado de gás natural</a></p>]]></description>]]>
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| 1891
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Começa hoje (5/10) a Tomada Pública de Contribuições (TPC) referente a medidas para incentivo à concorrência no setor de gás natural. A TPC tem como intuito coletar contribuições, dados e informações dos agentes do mercado sobre a necessidade de desverticalização dessa indústria e foi dividida em cinco objetos, com períodos diferentes para o recebimento de contribuições:</p>
<p>- <strong>Objeto 1</strong> - Modelos de independência;<br />- <strong>Objeto 2</strong> - Regras para a formalização do acesso concedido a gasodutos de escoamento, unidades de tratamento de gás natural e terminais de regaseificação de GNL e conciliação e arbitramento;<br /><strong>Período</strong>: ambos de 05/10/2018 a 04/12/2018;</p>
<p>- <strong>Objeto 3</strong> - Medidas para dar transparência às transações comerciais entre partes relacionadas, a fim de atender ao mercado cativo de gás natural;<br />- <strong>Objeto 4</strong> - “Pacto Nacional” entre a União e os Estados, para harmonização das regras de regulação do gás natural;<br /><strong>Período</strong>: ambos de 03/12/2018 a 17/01/2019;</p>
<p>- <strong>Objeto 5</strong> - Programa de liberação de gás natural (Gas Release);<br /><strong>Período</strong>: de 17/01/2019 a 03/03/2019.</p>
<p> </p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/370-tomada-publica-de-contribuicoes/4830-tomada-publica-de-contribuicoes-n-6-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Consulte a página onde estão publicados os documentos sobre a TPC</a></p>
<p><strong>Veja mais informações sobre o tema:</strong></p>
<p>20/09/2018 - <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/4779-anp-aprova-tomada-publica-de-contribuicoes-tpc-sobre-medidas-de-incentivo-para-o-mercado-de-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ANP aprova Tomada Pública de Contribuições (TPC) sobre medidas de incentivo para o mercado de gás natural</a></p>]]>]]>
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| 1907
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Out2018/premio-anp-2018.jpg" width="600" height="400" /></p>
<p>A ANP divulgou os finalistas do <a href="http://www.anp.gov.br/pesquisa-desenvolvimento-e-inovacao/premio-anp-de-inovacao-tecnologica/edicao-atual" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Prêmio ANP de Inovação Tecnológica</a>. A edição 2018 contempla cinco categorias, classificadas por temas e por tipo de executor, com três finalistas em cada uma.</p>
<p>Além dos vencedores em cada categoria, haverá também a premiação da <em><strong>Personalidade Inovação do Ano</strong></em>, cujo objetivo é reconhecer e premiar pessoa física que tenha gerado contribuição e realizações relevantes para o desenvolvimento e inovação tecnológica no setor, e uma menção honrosa à pessoa física que tenha realizado contribuição operacional para o setor.</p>
<p>O objetivo do <em><strong>Prêmio ANP</strong></em> é reconhecer e premiar os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) que representem avanço tecnológica para o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições credenciadas, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com recursos da Cláusula de PD&I presente nos contratos de exploração e produção.</p>]]></description>]]>
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| 1907
| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Out2018/premio-anp-2018.jpg" width="600" height="400" /></p>
<p>A ANP divulgou os finalistas do <a href="http://www.anp.gov.br/pesquisa-desenvolvimento-e-inovacao/premio-anp-de-inovacao-tecnologica/edicao-atual" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Prêmio ANP de Inovação Tecnológica</a>. A edição 2018 contempla cinco categorias, classificadas por temas e por tipo de executor, com três finalistas em cada uma.</p>
<p>Além dos vencedores em cada categoria, haverá também a premiação da <em><strong>Personalidade Inovação do Ano</strong></em>, cujo objetivo é reconhecer e premiar pessoa física que tenha gerado contribuição e realizações relevantes para o desenvolvimento e inovação tecnológica no setor, e uma menção honrosa à pessoa física que tenha realizado contribuição operacional para o setor.</p>
<p>O objetivo do <em><strong>Prêmio ANP</strong></em> é reconhecer e premiar os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) que representem avanço tecnológica para o setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições credenciadas, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com recursos da Cláusula de PD&I presente nos contratos de exploração e produção.</p>]]>]]>
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| 1919
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Out2018/anuario-2018.jpg" width="600" height="363" /></p>
<p>A ANP publicou nesta quinta-feira (4/10) o <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/anuario-estatistico/anuario-estatistico-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2018</a>, que compila dados do setor dos últimos dez anos (2008 a 2017).</p>
<p>As tabelas, gráficos, quadros e cartogramas que constam do Anuário <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4574-anp-publica-dados-consolidados-do-setor-de-petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis-em-2017" target="_blank" rel="noopener noreferrer">haviam sido publicados</a> no Portal da ANP em 29 de junho. A publicação divulgada hoje, no formato PDF, reproduz esses dados junto com textos que os comentam e está organizada em seis seções: Panorama Internacional; Indústria Nacional; Comercialização; Biocombustíveis; Rodadas de Licitações; e Resoluções ANP e Anexos.</p>]]></description>]]>
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| 1919
| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Out2018/anuario-2018.jpg" width="600" height="363" /></p>
<p>A ANP publicou nesta quinta-feira (4/10) o <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/anuario-estatistico/anuario-estatistico-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2018</a>, que compila dados do setor dos últimos dez anos (2008 a 2017).</p>
<p>As tabelas, gráficos, quadros e cartogramas que constam do Anuário <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4574-anp-publica-dados-consolidados-do-setor-de-petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis-em-2017" target="_blank" rel="noopener noreferrer">haviam sido publicados</a> no Portal da ANP em 29 de junho. A publicação divulgada hoje, no formato PDF, reproduz esses dados junto com textos que os comentam e está organizada em seis seções: Panorama Internacional; Indústria Nacional; Comercialização; Biocombustíveis; Rodadas de Licitações; e Resoluções ANP e Anexos.</p>]]>]]>
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| 1930
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP atualizou hoje (3/10) a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</p>
<p>No dia 08/06/2018, foi encerrado o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o OCP válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro.</p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a lista atualizada dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local</a>.</p>]]></description>]]>
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| 1930
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP atualizou hoje (3/10) a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</p>
<p>No dia 08/06/2018, foi encerrado o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o OCP válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro.</p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a lista atualizada dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local</a>.</p>]]>]]>
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| 1942
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em agosto de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,191 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Foram produzidos 2,522 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 2,1% na comparação com o mês anterior e também se comparada com agosto de 2017. </p>
<p>Já a produção de gás natural totalizou 106 milhões de m³ por dia, uma redução de 8,3% em comparação ao mês anterior e de 4,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017. O principal motivo para a queda na produção foi a parada programa da platafoma FPSO Cidade de Angra dos Reis, localizada no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.</p>
<p>Os dados de produção de agosto estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>. </p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em agosto totalizou 1,720 milhão de boe/d, uma redução de 5,6% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,374 milhão de barris de petróleo por dia e 55 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A produção no pré-sal correspondeu a 53,9% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de agosto alcançou 97,1% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 52,2 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 19,3% se comparada ao mês anterior e de 7,6% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 802 mil bbl/d de petróleo e 33 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 75,3% do gás natural. A produção ocorreu em 7.462 poços, sendo 698 marítimos e 6.764 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 91,6% do petróleo e gás natural.<br /><br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.132. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 93.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 58, produzindo nos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca e Jubarte produziu 143,4 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 8,4 milhões de m<sup>3</sup>/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em agosto de 2018, 307 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 77 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 26,9, sendo 36,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 15,6% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,3 mil boe/d, sendo 87,3 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,9 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,4 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 352 boe/d em Alagoas, 2.207 boe/d na Bahia, 41 boe/d no Espírito Santo, 1.590 boe/d no Rio Grande do Norte e 204 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| 1942
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em agosto de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,191 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Foram produzidos 2,522 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 2,1% na comparação com o mês anterior e também se comparada com agosto de 2017. </p>
<p>Já a produção de gás natural totalizou 106 milhões de m³ por dia, uma redução de 8,3% em comparação ao mês anterior e de 4,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017. O principal motivo para a queda na produção foi a parada programa da platafoma FPSO Cidade de Angra dos Reis, localizada no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.</p>
<p>Os dados de produção de agosto estão disponíveis na página do <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural</a>. </p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em agosto totalizou 1,720 milhão de boe/d, uma redução de 5,6% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,374 milhão de barris de petróleo por dia e 55 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 88 poços. A produção no pré-sal correspondeu a 53,9% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de agosto alcançou 97,1% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 52,2 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,1 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 19,3% se comparada ao mês anterior e de 7,6% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 802 mil bbl/d de petróleo e 33 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 75,3% do gás natural. A produção ocorreu em 7.462 poços, sendo 698 marítimos e 6.764 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 91,6% do petróleo e gás natural.<br /><br />Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.132. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 93.</p>
<p>A Plataforma Petrobras 58, produzindo nos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca e Jubarte produziu 143,4 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 8,4 milhões de m<sup>3</sup>/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em agosto de 2018, 307 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 77 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 9 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 26,9, sendo 36,4% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 48% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 15,6% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 110,3 mil boe/d, sendo 87,3 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 105,9 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,4 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 352 boe/d em Alagoas, 2.207 boe/d na Bahia, 41 boe/d no Espírito Santo, 1.590 boe/d no Rio Grande do Norte e 204 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 1971
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (28/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 1971
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (28/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a></p>
<p> </p>]]>]]>
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| 1983
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p><a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/5th-production-sharing-bidding-rounds">The 5th Production Sharing Round</a>, held today (September 28) by ANP, had all its four blocks acquired: Saturno, Titã, Pau-Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde. The Round raised R$ 6,82 billion in signing bonuses and R$ 1 billion in planned investments on the exploration phase. The goodwill of the profit oil offered was 170,58%.<br /> <br />Present at the event were the minister of Mines and Energy, Wellington Moreira Franco, the Ministry’s executive secretary, Márcio Félix, the ANP directors, Décio Oddone, Aurélio Amaral, Dirceu Amorelli, Felipe Kury and José Cesário Cecchi, and other authorities.<br /> <br />"It was the first production sharing round with more than one block on offer to have 100% of the areas acquired", said ANP’s director general, Décio Oddone. "With today's goodwill, which averaged 170%, our expectation of raising royalties and taxes over the 35 years of the contracts rose from R$ 180 billion to R$ 240 billion. But the most important thing is to look at the total of the production sharing rounds since last year. The results of the 2nd to 5th rounds, considering the oil at $70 a barrel, will generate R$ 1.2 trillion in revenue for the Federal Government, states and municipalities, or about R$ 40 billion per year".<br /> <br />In the bids under the production-sharing regime, the winning companies are those who offer the Brazilian State, from a minimum percentage set in the tender protocol, the largest portion of oil and natural gas produced (i.e., the largest portion of profit oil). The signing bonuses, also defined in the tender protocol, are fixed.<br /> <br />According to the law in force, Petrobras has the right of first refusal to act as the operator in blocks of the pre-salt and those considered strategic. The company opted to be the operator, with a 30% share, in the area of Sudoeste de Tartaruga Verde.<br /> <br />See below the results of the round:</p>
<div class="socmaildefaultfont" dir="ltr" style="font-size: 11pt; font-family: Arial, Helvetica, sans-serif;">
<div dir="ltr">
<div style="margin-bottom: 0pt; vertical-align: baseline; background: white;">
<table border="0" width="106%" cellspacing="0" cellpadding="0">
<thead>
<tr>
<th style="height: 73px; width: 10.78%; background: #bfbfbf; border: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Basin</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Sector</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Block</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Signing bonus (R$) (fixed)</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Winning company / consortium</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Profit oil offered</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Goodwill</span></strong></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 10.78%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;" rowspan="3">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Santos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Saturno</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3,125,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">Shell Brasil (50%)*; Chevron Brasil Óleo (50%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">70,20%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">300,23%</span></span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Titã</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3,125,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">23,49%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">146,48%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP2</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Pau-Brasil</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">500,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">BP Energy (50%)*; Ecopetrol (20%); CNOOC Petroleum (30%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">63,79%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">157,01%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 10.78%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Campos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SC-AP5</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Sudoeste de Tartaruga Verde</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">70,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">Petrobras (100%)*</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">10,01%</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">0%</span></div>
</th>
</tr>
</thead>
</table>
<p><span style="font-size: 11pt;"><em>* Operator</em> </span> </p>
<p>The 5th Production Sharing Round continues the multiannual calendar of rounds, instituted by the National Energy Policy Council (CNPE), which provides auctions until 2021. Since 2017, six auctions have been held. In addition, the Open Acreage of areas started this year. It consists of the continuous offer of fields and blocks returned (or in the process of being returned) to ANP, and exploration blocks offered in previous rounds but not acquired.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/28-28-9-2018-5-rodada-de-partilha-da-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">See the photo gallery of the public bidding session</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>
</div>
</div>
</div>]]></description>]]>
|
| 1983
| <![CDATA[<![CDATA[<p><a href="http://rodadas.anp.gov.br/en/5th-production-sharing-bidding-rounds">The 5th Production Sharing Round</a>, held today (September 28) by ANP, had all its four blocks acquired: Saturno, Titã, Pau-Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde. The Round raised R$ 6,82 billion in signing bonuses and R$ 1 billion in planned investments on the exploration phase. The goodwill of the profit oil offered was 170,58%.<br /> <br />Present at the event were the minister of Mines and Energy, Wellington Moreira Franco, the Ministry’s executive secretary, Márcio Félix, the ANP directors, Décio Oddone, Aurélio Amaral, Dirceu Amorelli, Felipe Kury and José Cesário Cecchi, and other authorities.<br /> <br />"It was the first production sharing round with more than one block on offer to have 100% of the areas acquired", said ANP’s director general, Décio Oddone. "With today's goodwill, which averaged 170%, our expectation of raising royalties and taxes over the 35 years of the contracts rose from R$ 180 billion to R$ 240 billion. But the most important thing is to look at the total of the production sharing rounds since last year. The results of the 2nd to 5th rounds, considering the oil at $70 a barrel, will generate R$ 1.2 trillion in revenue for the Federal Government, states and municipalities, or about R$ 40 billion per year".<br /> <br />In the bids under the production-sharing regime, the winning companies are those who offer the Brazilian State, from a minimum percentage set in the tender protocol, the largest portion of oil and natural gas produced (i.e., the largest portion of profit oil). The signing bonuses, also defined in the tender protocol, are fixed.<br /> <br />According to the law in force, Petrobras has the right of first refusal to act as the operator in blocks of the pre-salt and those considered strategic. The company opted to be the operator, with a 30% share, in the area of Sudoeste de Tartaruga Verde.<br /> <br />See below the results of the round:</p>
<div class="socmaildefaultfont" dir="ltr" style="font-size: 11pt; font-family: Arial, Helvetica, sans-serif;">
<div dir="ltr">
<div style="margin-bottom: 0pt; vertical-align: baseline; background: white;">
<table border="0" width="106%" cellspacing="0" cellpadding="0">
<thead>
<tr>
<th style="height: 73px; width: 10.78%; background: #bfbfbf; border: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Basin</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Sector</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Block</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Signing bonus (R$) (fixed)</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Winning company / consortium</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Profit oil offered</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Goodwill</span></strong></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 10.78%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;" rowspan="3">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Santos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Saturno</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3,125,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">Shell Brasil (50%)*; Chevron Brasil Óleo (50%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">70,20%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 37px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">300,23%</span></span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Titã</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3,125,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">23,49%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">146,48%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP2</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Pau-Brasil</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">500,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">BP Energy (50%)*; Ecopetrol (20%); CNOOC Petroleum (30%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">63,79%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">157,01%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 10.78%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Campos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SC-AP5</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 12.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Sudoeste de Tartaruga Verde</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 21.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">70,000,000.00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 18.4%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">Petrobras (100%)*</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.86%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">10,01%</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.84%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">0%</span></div>
</th>
</tr>
</thead>
</table>
<p><span style="font-size: 11pt;"><em>* Operator</em> </span> </p>
<p>The 5th Production Sharing Round continues the multiannual calendar of rounds, instituted by the National Energy Policy Council (CNPE), which provides auctions until 2021. Since 2017, six auctions have been held. In addition, the Open Acreage of areas started this year. It consists of the continuous offer of fields and blocks returned (or in the process of being returned) to ANP, and exploration blocks offered in previous rounds but not acquired.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/28-28-9-2018-5-rodada-de-partilha-da-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">See the photo gallery of the public bidding session</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>
</div>
</div>
</div>]]>]]>
|
| 2115
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>, realizada hoje (28/9) pela ANP, teve os quatro blocos oferecidos arrematados: Saturno, Titã, Pau-Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde. A rodada arrecadou R$ 6,82 bilhões em bônus de assinatura e tem previsto R$ 1 bilhão em investimentos na fase de exploração. O ágio do excedente em óleo ofertado foi de 170,58%.<br /> <br />Estiveram presentes no evento autoridades como o ministro de Minas e Energia, Wellington Moreira Franco, o secretário executivo do MME, Márcio Félix, e os diretores da ANP, Décio Oddone, Aurélio Amaral, Dirceu Amorelli, Felipe Kury e José Cesário Cecchi.<br /> <br />“Foi a primeira rodada de partilha com mais de um bloco em oferta a ter 100% das áreas arrematadas”, lembrou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone. “Com os ágios de hoje, cuja média foi de 170%, nossa expectativa de arrecadação em royalties e tributos ao longo dos 35 anos dos contratos subiu de R$ 180 bilhões para R$ 240 bilhões. Mas o mais importante é olharmos para o total das rodadas de partilha desde o ano passado. Os resultados da 2ª à 5ª Rodadas, com o petróleo a 70 dólares o barril, irão gerar R$ 1,2 trilhão em arrecadação para União, estados e municípios, ou seja, cerca de R$ 40 bilhões por ano”.<br /> <br />Nas licitações sob o regime de partilha da produção, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado no edital, a maior parcela de petróleo e gás natural produzido (ou seja, a maior parcela de excedente em óleo). Os bônus de assinatura, também determinados no edital, são fixos.<br /> <br />De acordo com a legislação atual, a Petrobras tem o direito de preferência para atuar como operadora nos blocos do pré-sal e nos considerados estratégicos. A empresa optou por ser operadora, com participação de 30%, na área de Sudoeste de Tartaruga Verde<br /> <br />Veja abaixo o resultado da rodada:</p>
<div class="socmaildefaultfont" dir="ltr" style="font-size: 10.5pt; font-family: Arial, Helvetica, sans-serif;">
<div dir="ltr">
<table border="0" width="99%" cellspacing="0" cellpadding="0">
<thead>
<tr>
<th style="height: 73px; width: 9.62%; background: #bfbfbf; border: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bacia</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Setor</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bloco</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bônus de assinatura (R$) (fixo)</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Empresa / consórcio vencedor</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Excedente em óleo oferecido </span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Ágio</span></strong></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.62%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;" rowspan="3">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Santos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Saturno</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3.125.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">Shell Brasil (50%)*; Chevron Brasil Óleo (50%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">70,20%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">300,23%</span></span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Titã</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3.125.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">23,49%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">146,48%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP2</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Pau-Brasil</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">500.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">BP Energy (50%)*; Ecopetrol (20%); CNOOC Petroleum (30%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">63,79%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">157,01%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.62%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Campos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SC-AP5</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Sudoeste de Tartaruga Verde</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">70.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">Petrobras (100%)*</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">10,01%</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">0%</span></div>
</th>
</tr>
</thead>
</table>
</div>
</div>
<p><em>* Operador</em></p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha dá continuidade do calendário plurianual de rodadas, instituído pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que prevê leilões até 2021. Desde 2017, já foram realizados seis certames. Além disso, este ano teve início a Oferta Permanente, que consiste na oferta contínua de campos e blocos devolvidos (ou em processo de devolução) à ANP e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados. </p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/28-28-9-2018-5-rodada-de-partilha-da-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a galeria de fotos da sessão pública de ofertas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4821-discurso-do-diretor-geral-na-abertura-da-5-rodada-de-partilha-de-producao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso do diretor-geral da ANP na abertura da sessão pública de ofertas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 2115
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>, realizada hoje (28/9) pela ANP, teve os quatro blocos oferecidos arrematados: Saturno, Titã, Pau-Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde. A rodada arrecadou R$ 6,82 bilhões em bônus de assinatura e tem previsto R$ 1 bilhão em investimentos na fase de exploração. O ágio do excedente em óleo ofertado foi de 170,58%.<br /> <br />Estiveram presentes no evento autoridades como o ministro de Minas e Energia, Wellington Moreira Franco, o secretário executivo do MME, Márcio Félix, e os diretores da ANP, Décio Oddone, Aurélio Amaral, Dirceu Amorelli, Felipe Kury e José Cesário Cecchi.<br /> <br />“Foi a primeira rodada de partilha com mais de um bloco em oferta a ter 100% das áreas arrematadas”, lembrou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone. “Com os ágios de hoje, cuja média foi de 170%, nossa expectativa de arrecadação em royalties e tributos ao longo dos 35 anos dos contratos subiu de R$ 180 bilhões para R$ 240 bilhões. Mas o mais importante é olharmos para o total das rodadas de partilha desde o ano passado. Os resultados da 2ª à 5ª Rodadas, com o petróleo a 70 dólares o barril, irão gerar R$ 1,2 trilhão em arrecadação para União, estados e municípios, ou seja, cerca de R$ 40 bilhões por ano”.<br /> <br />Nas licitações sob o regime de partilha da produção, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado no edital, a maior parcela de petróleo e gás natural produzido (ou seja, a maior parcela de excedente em óleo). Os bônus de assinatura, também determinados no edital, são fixos.<br /> <br />De acordo com a legislação atual, a Petrobras tem o direito de preferência para atuar como operadora nos blocos do pré-sal e nos considerados estratégicos. A empresa optou por ser operadora, com participação de 30%, na área de Sudoeste de Tartaruga Verde<br /> <br />Veja abaixo o resultado da rodada:</p>
<div class="socmaildefaultfont" dir="ltr" style="font-size: 10.5pt; font-family: Arial, Helvetica, sans-serif;">
<div dir="ltr">
<table border="0" width="99%" cellspacing="0" cellpadding="0">
<thead>
<tr>
<th style="height: 73px; width: 9.62%; background: #bfbfbf; border: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bacia</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Setor</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bloco</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Bônus de assinatura (R$) (fixo)</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Empresa / consórcio vencedor</span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Excedente em óleo oferecido </span></strong></div>
</th>
<th style="border-top: windowtext 1pt solid; height: 73px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; background: #bfbfbf; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><strong><span style="font-size: 11pt;">Ágio</span></strong></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.62%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;" rowspan="3">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Santos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Saturno</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3.125.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">Shell Brasil (50%)*; Chevron Brasil Óleo (50%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">70,20%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 49px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">300,23%</span></span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP1</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Titã</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">3.125.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">23,49%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 47px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">146,48%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SS-AUP2</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Pau-Brasil</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">500.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center">BP Energy (50%)*; Ecopetrol (20%); CNOOC Petroleum (30%)</div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;"><span style="font-size: 11pt;">63,79%</span></span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 46px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">157,01%</span></div>
</th>
</tr>
<tr>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 9.62%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: windowtext 1pt solid; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Campos</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 11.38%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">SC-AP5</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 13.72%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">Sudoeste de Tartaruga Verde</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 19.5%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div align="center"><span style="font-size: 11pt;">70.000.000,00</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 17.12%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="color: black;">Petrobras (100%)*</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.34%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">10,01%</span></div>
</th>
<th style="border-top: medium none; height: 36px; border-right: windowtext 1pt solid; width: 14.32%; border-bottom: windowtext 1pt solid; border-left: medium none; padding: 0cm 3.5pt 0cm 3.5pt;">
<div><span style="font-size: 11pt;">0%</span></div>
</th>
</tr>
</thead>
</table>
</div>
</div>
<p><em>* Operador</em></p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha dá continuidade do calendário plurianual de rodadas, instituído pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que prevê leilões até 2021. Desde 2017, já foram realizados seis certames. Além disso, este ano teve início a Oferta Permanente, que consiste na oferta contínua de campos e blocos devolvidos (ou em processo de devolução) à ANP e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados. </p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/28-28-9-2018-5-rodada-de-partilha-da-producao-pre-sal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a galeria de fotos da sessão pública de ofertas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4821-discurso-do-diretor-geral-na-abertura-da-5-rodada-de-partilha-de-producao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso do diretor-geral da ANP na abertura da sessão pública de ofertas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>
<p> </p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/encerramento-rio-oil-2018.jpg" width="600" height="353" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Diretor-geral da ANP, Décio Oddone, na cerimônia de encerramento da Rio Oil & Gas / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, participou hoje (27/9) da cerimônia de encerramento da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor na América Latina, que aconteceu de 24 a 27/9 no Rio de Janeiro.</p>
<p>"O que vimos nessa edição da Rio Oil & Gas, nas discussões e painéis apresentados, é que devemos continuar fazendo o óbvio, que é atraindo empresas, investimentos para o País, gerando emprego e renda", afirmou Oddone.</p>
<p>A cerimônia de encerramento teve a presença do presidente da República, Michel Temer. Também estiveram presentes os ministros de Minas e Energia, Moreira Franco, e da Transparência e Controladoria-Geral da União, Wagner Rosário, o governador do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão, o presidente do IBP, José Firmo, o presidente da Petrobras, Ivan Monteiro, o presidente do Conselho de Administração do IBP, Hugo Repsold, e o presidente da Abespetro, Claudio Macarovsky.</p>
<p><strong>Veja como foi a participação da ANP no evento:</strong></p>
<p>Além da presença de diretores da Agência em painéis e debates, o estande da ANP teve programação diária de palestras e o lançamento do Banco de Dados Ambientais.</p>
<p>Na abertura, no dia 24/9, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, destacou a importância do evento para a indústria de petróleo e gás. "Essa é a Rio Oil & Gas da retomada e da diversidade. E não apenas da diversidade de gênero e raça, mas da diversidade pela competição, pelo aumento do número de empresas operando no Brasil – não só empresas de exploração e produção, mas empresas de serviços", afirmou.</p>
<p>Ele também fez palestra na Arena Valor do Conhecimento, no painel “O Futuro do Setor - O Setor de Petróleo no governo eleito". Oddone observou que o uso de métodos não convencionais na exploração de hidrocarbonetos não pode ser descartado no Brasil. “Há debates sobre questões ambientais e a ANP discutirá isso de forma transparente. Vamos manter esforços para desenvolver recursos não convencionais de modo responsável e mitigando riscos. Não podemos abrir mão de recursos que podem tirar tanta gente da pobreza”, disse.</p>
<p>Ainda no primeiro dia do evento, o diretor-geral participou da assinatura do Acordo de Cooperação do Porto do Açu com o Porto de Houston, e diretor Dirceu Amorelli representou a ANP no lançamento do Caderno de Boas Práticas de E&P. Em seu pronunciamento, destacou a relevância do diálogo para o setor. "É importante estarmos sempre abertos a escutar. É preciso dialogar com o mercado".</p>
<p>No segundo dia (25/9), o diretor Aurélio Amaral integrou o painel "Competitividade dos Sistemas Fiscais e Estabilidade Regulatória na Atração de Investimentos" e citou medidas tomadas recentemente pela ANP, como redução de royalties sobre produção incremental, e Reserve Based Lending, mecanismo adotado em outros países para financiamento da fase de produção.</p>
<p>Em seguida, atuou como moderador no painel "Desafios para implementação do RenovaBio e sua integração com demais programas governamentais". Aurélio explicou que o <a href="http://www.anp.gov.br/biocombustiveis/renovabio">RenovaBio</a> cria uma dinâmica a partir da análise do ciclo de vida de cada combustível. “É, então, emitido um título de eficiência energética, o CBIO (Crédito de Descarbonização por Biocombustíveis), que poderá ser negociado em Bolsa e será um incentivo aos produtores de biocombustíveis".</p>
<p>Décio Oddone moderou o painel "Como atrair investimentos para a indústria de óleo & gás: A visão da iniciativa privada", parte da agenda oficial do congresso.</p>
<p>Em 26/9, o diretor Felipe Kury fez a palestra "Cenários de expansão do mercado e seus impactos na infraestrutura logística". Segundo ele, “o Brasil precisa atrair investimentos para a infraestrutura, o que é um desafio antigo a ser enfrentado com regras claras e previsibilidade". Kury disse ainda que investimentos em refino podem evitar um gap que deve chegar a 400 mil barris/dia em 2030.</p>
<p>No mesmo dia, Décio Oddone participou da sessão especial do congresso da Rio Oil & Gas 2018 com a palestra "Uma avaliação das oportunidades no segmento de refino do Brasil".</p>
<p>Já o diretor Dirceu Amorelli participou do painel “Exploração e produção onshore no Brasil: uma indústria a se consolidar”, dentro do Fórum Onshore. Ele ressaltou que a ANP vem tomando medidas para incentivar o desenvolvimento das atividades em terra, levando em consideração as especificidades desse ambiente em comparação ao offshore tradicional e ao pré-sal.</p>
<p>No estande da Agência, foram realizadas palestras diárias sobre temas de interesse do setor. Houve ainda o lançamento do Banco de Dados Ambientais – parceria entre a ANP e o IBAMA – que reúne, em uma única base, os informações de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo.</p>
<p>No congresso, os servidores da ANP apresentaram expressivo número de trabalhos técnicos. Ao longo do evento, os diretores da Agência participaram ainda de reuniões com representantes de empresas e delegações estrangeiras, com o objetivo de apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás no Brasil.</p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/29-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja a galeria de fotos da participação da ANP na Rio Oil & Gas 2018<br /></a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4818-discurso-do-diretor-geral-na-abertura-da-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso de abertura do diretor-geral da ANP na Rio Oil & Gas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4819-discurso-do-diretor-geral-no-encerramento-da-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso de encerramento do diretor-geral da ANP na Rio Oil & Gas</a></p>
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<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/encerramento-rio-oil-2018.jpg" width="600" height="353" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Diretor-geral da ANP, Décio Oddone, na cerimônia de encerramento da Rio Oil & Gas / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, participou hoje (27/9) da cerimônia de encerramento da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor na América Latina, que aconteceu de 24 a 27/9 no Rio de Janeiro.</p>
<p>"O que vimos nessa edição da Rio Oil & Gas, nas discussões e painéis apresentados, é que devemos continuar fazendo o óbvio, que é atraindo empresas, investimentos para o País, gerando emprego e renda", afirmou Oddone.</p>
<p>A cerimônia de encerramento teve a presença do presidente da República, Michel Temer. Também estiveram presentes os ministros de Minas e Energia, Moreira Franco, e da Transparência e Controladoria-Geral da União, Wagner Rosário, o governador do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão, o presidente do IBP, José Firmo, o presidente da Petrobras, Ivan Monteiro, o presidente do Conselho de Administração do IBP, Hugo Repsold, e o presidente da Abespetro, Claudio Macarovsky.</p>
<p><strong>Veja como foi a participação da ANP no evento:</strong></p>
<p>Além da presença de diretores da Agência em painéis e debates, o estande da ANP teve programação diária de palestras e o lançamento do Banco de Dados Ambientais.</p>
<p>Na abertura, no dia 24/9, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, destacou a importância do evento para a indústria de petróleo e gás. "Essa é a Rio Oil & Gas da retomada e da diversidade. E não apenas da diversidade de gênero e raça, mas da diversidade pela competição, pelo aumento do número de empresas operando no Brasil – não só empresas de exploração e produção, mas empresas de serviços", afirmou.</p>
<p>Ele também fez palestra na Arena Valor do Conhecimento, no painel “O Futuro do Setor - O Setor de Petróleo no governo eleito". Oddone observou que o uso de métodos não convencionais na exploração de hidrocarbonetos não pode ser descartado no Brasil. “Há debates sobre questões ambientais e a ANP discutirá isso de forma transparente. Vamos manter esforços para desenvolver recursos não convencionais de modo responsável e mitigando riscos. Não podemos abrir mão de recursos que podem tirar tanta gente da pobreza”, disse.</p>
<p>Ainda no primeiro dia do evento, o diretor-geral participou da assinatura do Acordo de Cooperação do Porto do Açu com o Porto de Houston, e diretor Dirceu Amorelli representou a ANP no lançamento do Caderno de Boas Práticas de E&P. Em seu pronunciamento, destacou a relevância do diálogo para o setor. "É importante estarmos sempre abertos a escutar. É preciso dialogar com o mercado".</p>
<p>No segundo dia (25/9), o diretor Aurélio Amaral integrou o painel "Competitividade dos Sistemas Fiscais e Estabilidade Regulatória na Atração de Investimentos" e citou medidas tomadas recentemente pela ANP, como redução de royalties sobre produção incremental, e Reserve Based Lending, mecanismo adotado em outros países para financiamento da fase de produção.</p>
<p>Em seguida, atuou como moderador no painel "Desafios para implementação do RenovaBio e sua integração com demais programas governamentais". Aurélio explicou que o <a href="http://www.anp.gov.br/biocombustiveis/renovabio">RenovaBio</a> cria uma dinâmica a partir da análise do ciclo de vida de cada combustível. “É, então, emitido um título de eficiência energética, o CBIO (Crédito de Descarbonização por Biocombustíveis), que poderá ser negociado em Bolsa e será um incentivo aos produtores de biocombustíveis".</p>
<p>Décio Oddone moderou o painel "Como atrair investimentos para a indústria de óleo & gás: A visão da iniciativa privada", parte da agenda oficial do congresso.</p>
<p>Em 26/9, o diretor Felipe Kury fez a palestra "Cenários de expansão do mercado e seus impactos na infraestrutura logística". Segundo ele, “o Brasil precisa atrair investimentos para a infraestrutura, o que é um desafio antigo a ser enfrentado com regras claras e previsibilidade". Kury disse ainda que investimentos em refino podem evitar um gap que deve chegar a 400 mil barris/dia em 2030.</p>
<p>No mesmo dia, Décio Oddone participou da sessão especial do congresso da Rio Oil & Gas 2018 com a palestra "Uma avaliação das oportunidades no segmento de refino do Brasil".</p>
<p>Já o diretor Dirceu Amorelli participou do painel “Exploração e produção onshore no Brasil: uma indústria a se consolidar”, dentro do Fórum Onshore. Ele ressaltou que a ANP vem tomando medidas para incentivar o desenvolvimento das atividades em terra, levando em consideração as especificidades desse ambiente em comparação ao offshore tradicional e ao pré-sal.</p>
<p>No estande da Agência, foram realizadas palestras diárias sobre temas de interesse do setor. Houve ainda o lançamento do Banco de Dados Ambientais – parceria entre a ANP e o IBAMA – que reúne, em uma única base, os informações de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo.</p>
<p>No congresso, os servidores da ANP apresentaram expressivo número de trabalhos técnicos. Ao longo do evento, os diretores da Agência participaram ainda de reuniões com representantes de empresas e delegações estrangeiras, com o objetivo de apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás no Brasil.</p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/imagens/category/29-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja a galeria de fotos da participação da ANP na Rio Oil & Gas 2018<br /></a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4818-discurso-do-diretor-geral-na-abertura-da-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso de abertura do diretor-geral da ANP na Rio Oil & Gas</a></p>
<p style="padding-left: 30px;"><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4819-discurso-do-diretor-geral-no-encerramento-da-rio-oil-gas-2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">- Veja o discurso de encerramento do diretor-geral da ANP na Rio Oil & Gas</a></p>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/banco-ambiental-25-9-2018.jpg" alt="" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Lançamento do Banco de Dados Ambientais da ANP, durante a Rio Oil & Gas 2018. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP lançou nesta terça-feira (25/9), durante a Rio Oil & Gas, o <a href="http://bdep.ambiental.anp.gov.br/historico">Banco de Dados Ambientais</a>, que reúne, em uma única base, os dados de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo. O projeto é uma parceria entre a Agência e o Ibama.</p>
<p>O objetivo é que a ANP colabore com o Ibama no processo de concessão das licenças ambientais, na medida em que amplia o acesso a dados técnicos georreferenciados e confiáveis.</p>
<p>A ferramenta irá reunir informações dos diversos bancos de dados ambientais que existem atualmente, além de agregar novos dados egressos de futuros estudos. Entre eles, está, por exemplo, a base da International Association of Geophysical Contractors – IAGC, relacionada aos programas de monitoramento realizados durante as aquisições sísmicas realizadas na costa brasileira. <br /> <br />A iniciativa é parte do Programa de Modernização de Dados Técnicos aprovado pela Diretoria Colegiada da ANP no início de 2018, que envolve quatro pilares de desenvolvimento: tecnologia, infraestrutura, regulação e meio ambiente. Além do Banco de Dados Ambientais, ainda se destacam entre os projetos estruturantes o Centro de Rochas e Fluidos Digital e a Rede de Litotecas, Big Data e Ciência de Dados, e o Sensoriamento Remoto por Radar das Atividades Petrolíferas. <br /> <br />A intenção da ANP é reposicionar o atual Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) como referência técnica e fonte de consulta da indústria, academia e órgãos governamentais.</p>
<p>Participaram do lançamento a vice-ministra de Petróleo e Energia da Noruega, Ingvil Gjedde; a cônsul da Noruega do Rio de Janeiro, Sissel Hodne, e o coordenador-geral de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Marinhos e Costeiros do Ibama, Antônio Borges.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/banco-ambiental-25-9-2018.jpg" alt="" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Lançamento do Banco de Dados Ambientais da ANP, durante a Rio Oil & Gas 2018. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP lançou nesta terça-feira (25/9), durante a Rio Oil & Gas, o <a href="http://bdep.ambiental.anp.gov.br/historico">Banco de Dados Ambientais</a>, que reúne, em uma única base, os dados de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo. O projeto é uma parceria entre a Agência e o Ibama.</p>
<p>O objetivo é que a ANP colabore com o Ibama no processo de concessão das licenças ambientais, na medida em que amplia o acesso a dados técnicos georreferenciados e confiáveis.</p>
<p>A ferramenta irá reunir informações dos diversos bancos de dados ambientais que existem atualmente, além de agregar novos dados egressos de futuros estudos. Entre eles, está, por exemplo, a base da International Association of Geophysical Contractors – IAGC, relacionada aos programas de monitoramento realizados durante as aquisições sísmicas realizadas na costa brasileira. <br /> <br />A iniciativa é parte do Programa de Modernização de Dados Técnicos aprovado pela Diretoria Colegiada da ANP no início de 2018, que envolve quatro pilares de desenvolvimento: tecnologia, infraestrutura, regulação e meio ambiente. Além do Banco de Dados Ambientais, ainda se destacam entre os projetos estruturantes o Centro de Rochas e Fluidos Digital e a Rede de Litotecas, Big Data e Ciência de Dados, e o Sensoriamento Remoto por Radar das Atividades Petrolíferas. <br /> <br />A intenção da ANP é reposicionar o atual Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) como referência técnica e fonte de consulta da indústria, academia e órgãos governamentais.</p>
<p>Participaram do lançamento a vice-ministra de Petróleo e Energia da Noruega, Ingvil Gjedde; a cônsul da Noruega do Rio de Janeiro, Sissel Hodne, e o coordenador-geral de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Marinhos e Costeiros do Ibama, Antônio Borges.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/rio-oil-24set2018.jpg" width="600" height="400" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Décio Oddone, diretor-geral da ANP, durante a abertura da Rio Oil & Gas, no Riocentro. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP participou hoje (24/9) da cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor de petróleo e gás da América Latina, que acontece até 27/9 no Rio de Janeiro.</p>
<p>O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, foi um dos presentes na mesa de abertura. “Essa é a Rio Oil & Gas da retomada e da diversidade. E não apenas da diversidade de gênero e raça, mas da diversidade pela competição, pelo aumento do número de empresas operando no Brasil – não só empresas de exploração e produção, de abastecimento e de gás natural, mas empresas de serviços, nesse mundo em transformação que estamos vivendo. Mas acredito principalmente que essa é a Rio Oil & Gas da transformação. A transformação que estamos vivendo é a maior desde a criação da Petrobras, em 1953”, afirmou.</p>
<p>Ainda segundo ele, o Brasil precisa atrair mais empresas para investir no setor. “Temos condições para gerar R$ 2,5 trilhões em investimentos nos próximos dez anos. Isso é muito mais do que qualquer empresa isolada pode investir. Não podemos limitar o setor à capacidade de investimento da Petrobras. O setor é muito maior que isso”, declarou.</p>
<p>A mesa de abertura contou também com Márcio Félix, ministro interino de Minas e Energia, Paulo Hartung, governador do Estado do Espírito Santo, Wagner Victer, secretário de Educação do Estado do RJ, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, da Firjan, Leonardo de Castro, da Findes, José Firmo, Jorge Camargo e Hugo Repsold, do IBP, e Solange Guedes, da Petrobras.</p>
<p>Estiveram presentes na cerimônia ainda os diretores da ANP Dirceu Amorelli e Felipe Kury. Ao longo do evento, diretores, superintendentes e técnicos da Agência farão palestras e apresentação trabalhos.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4781-rio-oil-gas-veja-a-programacao-do-estande-da-anp" target="_blank" rel="noopener noreferrer">A ANP conta ainda com um estande na área de exposição. (Clique e veja a programação).</a></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/rio-oil-24set2018.jpg" width="600" height="400" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Décio Oddone, diretor-geral da ANP, durante a abertura da Rio Oil & Gas, no Riocentro. / <strong>Crédito: Divulgação ANP<br /><br /></strong></em></span></p>
<p>A ANP participou hoje (24/9) da cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor de petróleo e gás da América Latina, que acontece até 27/9 no Rio de Janeiro.</p>
<p>O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, foi um dos presentes na mesa de abertura. “Essa é a Rio Oil & Gas da retomada e da diversidade. E não apenas da diversidade de gênero e raça, mas da diversidade pela competição, pelo aumento do número de empresas operando no Brasil – não só empresas de exploração e produção, de abastecimento e de gás natural, mas empresas de serviços, nesse mundo em transformação que estamos vivendo. Mas acredito principalmente que essa é a Rio Oil & Gas da transformação. A transformação que estamos vivendo é a maior desde a criação da Petrobras, em 1953”, afirmou.</p>
<p>Ainda segundo ele, o Brasil precisa atrair mais empresas para investir no setor. “Temos condições para gerar R$ 2,5 trilhões em investimentos nos próximos dez anos. Isso é muito mais do que qualquer empresa isolada pode investir. Não podemos limitar o setor à capacidade de investimento da Petrobras. O setor é muito maior que isso”, declarou.</p>
<p>A mesa de abertura contou também com Márcio Félix, ministro interino de Minas e Energia, Paulo Hartung, governador do Estado do Espírito Santo, Wagner Victer, secretário de Educação do Estado do RJ, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, da Firjan, Leonardo de Castro, da Findes, José Firmo, Jorge Camargo e Hugo Repsold, do IBP, e Solange Guedes, da Petrobras.</p>
<p>Estiveram presentes na cerimônia ainda os diretores da ANP Dirceu Amorelli e Felipe Kury. Ao longo do evento, diretores, superintendentes e técnicos da Agência farão palestras e apresentação trabalhos.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4781-rio-oil-gas-veja-a-programacao-do-estande-da-anp" target="_blank" rel="noopener noreferrer">A ANP conta ainda com um estande na área de exposição. (Clique e veja a programação).</a></p>
<p> </p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (21/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (21/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a relação dos pedidos recebidos</a>.</p>]]>]]>
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| 2319
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou, ao longo da semana (17 a 21/9), uma missão à China para apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás natural no Brasil. O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral se reuniram, no período, com representantes de oito empresas e instituições financeiras.</p>
<p>Entre os assuntos abordados, estiveram as próximas rodadas de licitações, a Oferta Permanente de áreas e as oportunidades no refino.</p>
<p>A missão também visitou a operação de shale gas da Sinopec, em Chongqing, bacia de Schiuan.</p>]]></description>]]>
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| 2319
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou, ao longo da semana (17 a 21/9), uma missão à China para apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás natural no Brasil. O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral se reuniram, no período, com representantes de oito empresas e instituições financeiras.</p>
<p>Entre os assuntos abordados, estiveram as próximas rodadas de licitações, a Oferta Permanente de áreas e as oportunidades no refino.</p>
<p>A missão também visitou a operação de shale gas da Sinopec, em Chongqing, bacia de Schiuan.</p>]]>]]>
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| 2330
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP participará, na próxima semana, da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor na América Latina. Composto de feira e congresso, o evento acontece de 24 a 27/8 no Rio de Janeiro. A Agência contará com um estande na área de exposição e haverá também palestras de diretores, superintendentes e técnicos no congresso.</p>
<p>No estande da ANP, localizado no Pavilhão 2, estão programadas palestras diárias sobre a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a>, que consiste na oferta contínua de campos e blocos devolvidos (ou em processo de devolução) à Agência e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados. Às 15h, as apresentações abordarão o processo da Oferta Permanente em si e às 15h30, as áreas em oferta.</p>
<p>A programação do estande conta ainda com o lançamento do Banco de Dados Ambientais, no dia 25/9, às 17h. O BDA – parceria entre a ANP e o IBAMA – reúne, em uma única base, os dados de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo.</p>
<p>Além disso, nos dias 25 e 26/9, às 14h, haverá palestra no mesmo local sobre “Caracterização físico-química de correntes de petróleo”.</p>]]></description>]]>
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| 2330
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP participará, na próxima semana, da Rio Oil & Gas, maior encontro do setor na América Latina. Composto de feira e congresso, o evento acontece de 24 a 27/8 no Rio de Janeiro. A Agência contará com um estande na área de exposição e haverá também palestras de diretores, superintendentes e técnicos no congresso.</p>
<p>No estande da ANP, localizado no Pavilhão 2, estão programadas palestras diárias sobre a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a>, que consiste na oferta contínua de campos e blocos devolvidos (ou em processo de devolução) à Agência e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados. Às 15h, as apresentações abordarão o processo da Oferta Permanente em si e às 15h30, as áreas em oferta.</p>
<p>A programação do estande conta ainda com o lançamento do Banco de Dados Ambientais, no dia 25/9, às 17h. O BDA – parceria entre a ANP e o IBAMA – reúne, em uma única base, os dados de pesquisas relacionadas ao licenciamento ambiental durante as fases de exploração e produção de petróleo.</p>
<p>Além disso, nos dias 25 e 26/9, às 14h, haverá palestra no mesmo local sobre “Caracterização físico-química de correntes de petróleo”.</p>]]>]]>
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| 2342
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (17/9) no Diário Oficial da União os nomes de mais três empresas aprovadas pela <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> para a Oferta Permanente: Capricorn Brasil Petróleo e Gás Ltda., Dimensional Engenharia Ltda. e Energizzi Energias do Brasil Ltda. No total, sete empresas já estão inscritas, tendo as quatro primeiras sido aprovadas em 28/8.</p>
<p>Conforme regras do edital da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a>, a partir da aprovação da solicitação de inscrição pela CEL, as licitantes poderão apresentar a qualquer tempo a declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta, iniciando um ciclo da Oferta Permanente.</p>
<p>A Oferta Permanente consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à agência.</p>
<p>Foram selecionados para a primeira etapa 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo cerca de 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas.</p>
<p>Dos 884 blocos, 158 já estão disponíveis, com a publicação do edital, para declaração de interesse pelas empresas inscritas na Oferta Permanente.</p>
<p>Esses 158 blocos atendem ao disposto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017">Resolução CNPE nº 17/2017</a>, que determina que as áreas ofertadas nas rodadas de licitações promovidas pela ANP devem ser previamente analisadas quanto à viabilidade ambiental pelos órgãos ambientais estaduais e pelo Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG) e já ter sido objeto de autorizações de parte do CNPE em licitações anteriores.</p>
<p>Os blocos e áreas previstos para a primeira etapa da Oferta Permanente serão incluídos no edital à medida que os demais pareceres ambientais forem emitidos e após a realização de audiência pública específica sobre a inclusão das áreas.</p>]]></description>]]>
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| 2342
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (17/9) no Diário Oficial da União os nomes de mais três empresas aprovadas pela <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> para a Oferta Permanente: Capricorn Brasil Petróleo e Gás Ltda., Dimensional Engenharia Ltda. e Energizzi Energias do Brasil Ltda. No total, sete empresas já estão inscritas, tendo as quatro primeiras sido aprovadas em 28/8.</p>
<p>Conforme regras do edital da <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a>, a partir da aprovação da solicitação de inscrição pela CEL, as licitantes poderão apresentar a qualquer tempo a declaração dos setores de interesse, acompanhada de garantia de oferta, iniciando um ciclo da Oferta Permanente.</p>
<p>A Oferta Permanente consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à agência.</p>
<p>Foram selecionados para a primeira etapa 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo cerca de 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas.</p>
<p>Dos 884 blocos, 158 já estão disponíveis, com a publicação do edital, para declaração de interesse pelas empresas inscritas na Oferta Permanente.</p>
<p>Esses 158 blocos atendem ao disposto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/resolucoes/resol-cnpe/2017&item=rcnpe-17--2017">Resolução CNPE nº 17/2017</a>, que determina que as áreas ofertadas nas rodadas de licitações promovidas pela ANP devem ser previamente analisadas quanto à viabilidade ambiental pelos órgãos ambientais estaduais e pelo Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG) e já ter sido objeto de autorizações de parte do CNPE em licitações anteriores.</p>
<p>Os blocos e áreas previstos para a primeira etapa da Oferta Permanente serão incluídos no edital à medida que os demais pareceres ambientais forem emitidos e após a realização de audiência pública específica sobre a inclusão das áreas.</p>]]>]]>
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| 2357
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP atualizou hoje (17/9) a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</p>
<p>No dia 08/06/2018, foi encerrado o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o OCP válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro.</p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a lista atualizada dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local</a>.</p>]]></description>]]>
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| 2357
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP atualizou hoje (17/9) a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</p>
<p>No dia 08/06/2018, foi encerrado o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o OCP válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro.</p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Veja a lista atualizada dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local</a>.</p>]]>]]>
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| 2369
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realiza esta semana uma missão à China para apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás natural no Brasil. O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral se reunirão, de 17 a 21/9, com empresas e instituições financeiras.</p>
<p>Entre os assuntos, estão as <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">próximas rodadas de licitações</a>, a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a> de áreas e as oportunidades no refino.</p>]]></description>]]>
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| 2369
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realiza esta semana uma missão à China para apresentar oportunidades de investimentos no setor de petróleo e gás natural no Brasil. O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral se reunirão, de 17 a 21/9, com empresas e instituições financeiras.</p>
<p>Entre os assuntos, estão as <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/" target="_blank" rel="noopener noreferrer">próximas rodadas de licitações</a>, a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Oferta Permanente</a> de áreas e as oportunidades no refino.</p>]]>]]>
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| 2379
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (14/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a relação dos pedidos recebidos</a>.</p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>]]></description>]]>
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| 2379
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (14/9) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a relação dos pedidos recebidos</a>.</p>
<p style="padding-left: 30px;"> </p>]]>]]>
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| 2391
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/assinatura-L15.jpg" alt="" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Assinatura de contratos da 15ª Rodada de Licitações, hoje (11/9), no Rio de Janeiro. / <strong>Créditos:</strong> Divulgação ANP<br /><br /></em></span></p>
<p>A ANP realizou, nesta terça-feira (11/9), no Rio de Janeiro, a primeira etapa de assinatura de contratos relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/concessao-de-blocos-exploratorios-1/15-rodada-de-licitacao-de-blocos">15ª Rodada de Licitações</a>, ocorrida em março deste ano. Estiveram presentes à cerimônia diretores da ANP e o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Márcio Félix, além dos representantes das empresas.</p>
<p>Ao todo, dez contratos, de cinco empresas, foram assinados: Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Petróleo Brasileiro S.A; QPI Brasil Petróleo Ltda.; e Shell Brasil Petróleo Ltda. Essas empresas solicitaram antecipação da assinatura dos contratos, tendo optado por apresentar a documentação e pagar o bônus de assinatura antecipadamente.</p>
<p>O edital da 15ª Rodada prevê a entrega dos documentos de assinatura até 28/09 e assinatura até 30/11. Os demais contratos serão assinados em novembro/2018, conforme previsto no edital.</p>
<p>Com a antecipação, do total de R$ 8,01 bilhões ofertados na rodada, R$ 7,04 bilhões já foram arrecadados.</p>
<p>Na 15ª Rodada de Licitações, no modelo de concessão, foram arrematados 22 blocos por 12 licitantes.</p>
<p>Veja os blocos cujos contratos foram assinados no dia 11/9:</p>
<ul>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-657<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (30%)*; Equinor Brasil (30%); ExxonMobil Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 2.128.500.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-709<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (40%)*; Equinor Brasil (20%); ExxonMobil Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus:</strong> 1.500.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-753<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (40%)*; Petrobras (30%); QPI Brasil (30%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 330.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5 <br /> <strong>Bloco (R$):</strong> C-M-789<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (40%)*; Petrobras (30%); QPI Brasil (30%)<br /> <strong>Bônus:</strong> 2.824.800.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP1<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-762<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (100%)*<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 5.134.684,33<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-859<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (60%)*; Shell Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 13.494.981,55<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-948<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Shell Brasil (100%)*<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 1.963.358,55<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-952<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (60%)*; Shell Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 20.051.365,75<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Santos<br /> <strong>Setor:</strong> SS-AUP1<br /> <strong>Bloco:</strong> S-M-536<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 165.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Santos<br /> <strong>Setor:</strong> SS-AUP1<br /> <strong>Bloco:</strong> S-M-647<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 49.500.000,00<br /><br /></li>
</ul>]]></description>]]>
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| 2391
| <![CDATA[<![CDATA[<p style="text-align: center;"><img src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/Set2018/assinatura-L15.jpg" alt="" /><br /><span style="font-size: 9pt;"><em>Assinatura de contratos da 15ª Rodada de Licitações, hoje (11/9), no Rio de Janeiro. / <strong>Créditos:</strong> Divulgação ANP<br /><br /></em></span></p>
<p>A ANP realizou, nesta terça-feira (11/9), no Rio de Janeiro, a primeira etapa de assinatura de contratos relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/concessao-de-blocos-exploratorios-1/15-rodada-de-licitacao-de-blocos">15ª Rodada de Licitações</a>, ocorrida em março deste ano. Estiveram presentes à cerimônia diretores da ANP e o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Márcio Félix, além dos representantes das empresas.</p>
<p>Ao todo, dez contratos, de cinco empresas, foram assinados: Equinor Brasil Energia Ltda.; ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.; Petróleo Brasileiro S.A; QPI Brasil Petróleo Ltda.; e Shell Brasil Petróleo Ltda. Essas empresas solicitaram antecipação da assinatura dos contratos, tendo optado por apresentar a documentação e pagar o bônus de assinatura antecipadamente.</p>
<p>O edital da 15ª Rodada prevê a entrega dos documentos de assinatura até 28/09 e assinatura até 30/11. Os demais contratos serão assinados em novembro/2018, conforme previsto no edital.</p>
<p>Com a antecipação, do total de R$ 8,01 bilhões ofertados na rodada, R$ 7,04 bilhões já foram arrecadados.</p>
<p>Na 15ª Rodada de Licitações, no modelo de concessão, foram arrematados 22 blocos por 12 licitantes.</p>
<p>Veja os blocos cujos contratos foram assinados no dia 11/9:</p>
<ul>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-657<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (30%)*; Equinor Brasil (30%); ExxonMobil Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 2.128.500.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-709<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (40%)*; Equinor Brasil (20%); ExxonMobil Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus:</strong> 1.500.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5<br /> <strong>Bloco:</strong> C-M-753<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (40%)*; Petrobras (30%); QPI Brasil (30%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 330.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Campos<br /> <strong>Setor:</strong> SC-AP5 <br /> <strong>Bloco (R$):</strong> C-M-789<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (40%)*; Petrobras (30%); QPI Brasil (30%)<br /> <strong>Bônus:</strong> 2.824.800.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP1<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-762<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (100%)*<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 5.134.684,33<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-859<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (60%)*; Shell Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 13.494.981,55<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-948<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Shell Brasil (100%)*<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 1.963.358,55<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Potiguar<br /> <strong>Setor:</strong> SPOT-AP2<br /> <strong>Bloco:</strong> POT-M-952<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> Petrobras (60%)*; Shell Brasil (40%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 20.051.365,75<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Santos<br /> <strong>Setor:</strong> SS-AUP1<br /> <strong>Bloco:</strong> S-M-536<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 165.000.000,00<br /><br /></li>
<li style="display: list-item!important; list-style-type: disc!important;"><strong>Bacia:</strong> Santos<br /> <strong>Setor:</strong> SS-AUP1<br /> <strong>Bloco:</strong> S-M-647<br /> <strong>Licitantes (*operador):</strong> ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%)<br /> <strong>Bônus (R$):</strong> 49.500.000,00<br /><br /></li>
</ul>]]>]]>
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| 2418
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p><span style="font-size: 12pt;"><em><strong>Conselho também aprovou envio ao TCU das minutas referentes à licitação da Cessão Onerosa</strong></em></span></p>
<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em reunião extraordinária realizada hoje (11/09), deliberou sobre proposta de resolução do Conselho para recomendar ao MME o envio prévio das minutas do edital e do contrato da rodada de licitações sob o regime de partilha de produção para os volumes excedentes aos já contratados sob regime de Cessão Onerosa, além da minuta de aditivo ao referido contrato, para análise prévia do Tribunal de Contas da União (TCU). O CNPE também propôs a inclusão de áreas já contratadas e devolvidas, ou já licitadas e não arrematadas, dentro do Polígono do Pré-sal, no sistema de Oferta Permanente a ser feita na modalidade de partilha de produção. Decidiu ainda incluir a totalidade das áreas em bacias terrestres no sistema de <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a> de blocos. A ANP apresentou ao CNPE sugestões de medidas para incentivo à concorrência no setor de Gás Natural. Nesse sentido, a Agência fará uma Tomada Pública de Contribuições para tratar da regulação sobre o acesso às infraestruturas essenciais, além da possibilidade de conciliação e do arbitramento pela ANP; e sobre a desverticalização com a introdução de modelos de independência para os transportadores.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-aprova-envio-ao-tcu-das-minutas-referentes-a-licitacao-da-cessao-onerosa?redirect=http%3A%2F%2Fwww.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Fpagina-inicial%2Foutras-noticas%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_32hLrOzMKwWb%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-1%26p_p_col_pos%3D1%26p_p_col_count%3D3" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a nota na íntegra no site do MME</a>.</p>]]></description>]]>
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| 2418
| <![CDATA[<![CDATA[<p><span style="font-size: 12pt;"><em><strong>Conselho também aprovou envio ao TCU das minutas referentes à licitação da Cessão Onerosa</strong></em></span></p>
<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em reunião extraordinária realizada hoje (11/09), deliberou sobre proposta de resolução do Conselho para recomendar ao MME o envio prévio das minutas do edital e do contrato da rodada de licitações sob o regime de partilha de produção para os volumes excedentes aos já contratados sob regime de Cessão Onerosa, além da minuta de aditivo ao referido contrato, para análise prévia do Tribunal de Contas da União (TCU). O CNPE também propôs a inclusão de áreas já contratadas e devolvidas, ou já licitadas e não arrematadas, dentro do Polígono do Pré-sal, no sistema de Oferta Permanente a ser feita na modalidade de partilha de produção. Decidiu ainda incluir a totalidade das áreas em bacias terrestres no sistema de <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a> de blocos. A ANP apresentou ao CNPE sugestões de medidas para incentivo à concorrência no setor de Gás Natural. Nesse sentido, a Agência fará uma Tomada Pública de Contribuições para tratar da regulação sobre o acesso às infraestruturas essenciais, além da possibilidade de conciliação e do arbitramento pela ANP; e sobre a desverticalização com a introdução de modelos de independência para os transportadores.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/cnpe-aprova-envio-ao-tcu-das-minutas-referentes-a-licitacao-da-cessao-onerosa?redirect=http%3A%2F%2Fwww.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Fpagina-inicial%2Foutras-noticas%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_32hLrOzMKwWb%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-1%26p_p_col_pos%3D1%26p_p_col_count%3D3" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a nota na íntegra no site do MME</a>.</p>]]>]]>
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| 2429
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP está divulgando dados de acompanhamento mensal de incidentes em E&P. Estão disponíveis na página de <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/indicadores-de-desempenho-mensais" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Indicadores de desempenho mensais</a>, na área de Segurança Operacional, os dados de janeiro a agosto de 2018.</p>
<p>O objetivo da Agência é ampliar o conhecimento público a respeito da segurança das atividades de exploração e produção de petróleo no mar. Esse tipo de informação já vinha sendo divulgada anualmente, tanto no <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/relatorios-anuais-de-seguranca-operacional" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Relatório anual de Segurança Operacional e Meio Ambiente</a>, quanto nos <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-soma" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Workshops de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SOMA)</a>, a ANP pretende assim permitir o acompanhamento pelos diferentes setores da sociedade sobre a evolução da segurança no segmento de E&P.</p>
<p>Esta e outras iniciativas são a base da abordagem baseada em performance adotada pela ANP. Conheça mais sobre a regulação de <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Segurança Operacional e Meio Ambiente do upstream</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP está divulgando dados de acompanhamento mensal de incidentes em E&P. Estão disponíveis na página de <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/indicadores-de-desempenho-mensais" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Indicadores de desempenho mensais</a>, na área de Segurança Operacional, os dados de janeiro a agosto de 2018.</p>
<p>O objetivo da Agência é ampliar o conhecimento público a respeito da segurança das atividades de exploração e produção de petróleo no mar. Esse tipo de informação já vinha sendo divulgada anualmente, tanto no <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/relatorios-anuais-de-seguranca-operacional" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Relatório anual de Segurança Operacional e Meio Ambiente</a>, quanto nos <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/dados-de-desempenho/workshop-de-seguranca-operacional-e-meio-ambiente-soma" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Workshops de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SOMA)</a>, a ANP pretende assim permitir o acompanhamento pelos diferentes setores da sociedade sobre a evolução da segurança no segmento de E&P.</p>
<p>Esta e outras iniciativas são a base da abordagem baseada em performance adotada pela ANP. Conheça mais sobre a regulação de <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Segurança Operacional e Meio Ambiente do upstream</a>.</p>]]>]]>
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| 2440
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p><strong>Atualização em 17/09/2018:</strong></p>
<p>As empresas Ecopetrol e Equinor apresentaram, dentro do prazo, a documentação complementar exigida, conforme <a href="http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round_P5/CEL/ata_03_CEL_LP5.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ata da CEL publicada no site das Rodadas de Licitações da ANP</a>.</p>
<hr />
<p> </p>
<p>A Comissão Especial de Licitações (CEL) terminou hoje (4/9) a análise dos pedidos de participação para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha de Produção</a>. Ao todo, 12 empresas manifestaram interesse na rodada, tendo seis sido aprovadas pela CEL em 29/8 e as demais, na reunião de hoje.</p>
<p>Veja a lista das empresas aprovadas em cada reunião, com os respectivos países de origem:</p>
<p><strong>4 de setembro:</strong></p>
<p style="padding-left: 30px;">- Chevron Brazil Ventures LLC - Estados Unidos<br />- CNOOC Petroleum Brasil Ltda. - China<br />- Ecopetrol S.A – Colômbia*<br />- Equinor Brasil Energia Ltda. – Noruega*<br />- ExxonMobil Brasil - Estados Unidos<br />- Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) – Brasil</p>
<p>*As empresas Ecopetrol e Equinor deverão apresentar documentação complementar até 13/9/2018, prazo final para apresentação das garantias de oferta.</p>
<p><strong>29 de agosto:</strong></p>
<p style="padding-left: 30px;">- BP Energy do Brasil Ltda. - Reino Unido<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. - China<br />- DEA Deutsche Erdoel AG - Alemanha<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda. - Catar<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda. - Reino Unido<br />- Total E&P do Brasil Ltda. - França</p>
<p>Dessas, apenas a DEA Deutsche Erdoel AG ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.</p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha da Produção será realizada em 28 de setembro e ofertará as áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos.</p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| 2440
| <![CDATA[<![CDATA[<p><strong>Atualização em 17/09/2018:</strong></p>
<p>As empresas Ecopetrol e Equinor apresentaram, dentro do prazo, a documentação complementar exigida, conforme <a href="http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round_P5/CEL/ata_03_CEL_LP5.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">ata da CEL publicada no site das Rodadas de Licitações da ANP</a>.</p>
<hr />
<p> </p>
<p>A Comissão Especial de Licitações (CEL) terminou hoje (4/9) a análise dos pedidos de participação para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha de Produção</a>. Ao todo, 12 empresas manifestaram interesse na rodada, tendo seis sido aprovadas pela CEL em 29/8 e as demais, na reunião de hoje.</p>
<p>Veja a lista das empresas aprovadas em cada reunião, com os respectivos países de origem:</p>
<p><strong>4 de setembro:</strong></p>
<p style="padding-left: 30px;">- Chevron Brazil Ventures LLC - Estados Unidos<br />- CNOOC Petroleum Brasil Ltda. - China<br />- Ecopetrol S.A – Colômbia*<br />- Equinor Brasil Energia Ltda. – Noruega*<br />- ExxonMobil Brasil - Estados Unidos<br />- Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) – Brasil</p>
<p>*As empresas Ecopetrol e Equinor deverão apresentar documentação complementar até 13/9/2018, prazo final para apresentação das garantias de oferta.</p>
<p><strong>29 de agosto:</strong></p>
<p style="padding-left: 30px;">- BP Energy do Brasil Ltda. - Reino Unido<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. - China<br />- DEA Deutsche Erdoel AG - Alemanha<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda. - Catar<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda. - Reino Unido<br />- Total E&P do Brasil Ltda. - França</p>
<p>Dessas, apenas a DEA Deutsche Erdoel AG ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.</p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha da Produção será realizada em 28 de setembro e ofertará as áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos.</p>
<p> </p>]]>]]>
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| 2462
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Em julho de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,305 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>Foram produzidos 2,575 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 0,6% na comparação com o mês anterior e de 1,8%, se comparada com julho de 2017.</p>
<p>Já a produção de gás natural totalizou 116 milhões de m³ por dia, um aumento de 0,9% em comparação ao mês anterior e de 0,8%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Os dados de produção de julho estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em julho totalizou 1,821 milhão de boe/d, um aumento de 3,3% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,454 milhão de barris de petróleo por dia e 58 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 87 poços. A produção no pré-sal correspondeu a 55,1% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de julho alcançou 96,7% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 63 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 6,6% se comparada ao mês anterior e redução de 8,2% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 879 mil bbl/d de petróleo e 36,8 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural.</p>
<p>Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 77,6% do gás natural. A produção ocorreu em 7.483 poços, sendo 718 marítimos e 6.765 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,3% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.106. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 96.</p>
<p>A FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula, foi a instalação com maior produção de petróleo. Produziu 150,9 mil bbl/d por meio de oito poços a ela interligados.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 8,0 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em julho de 2018, 308 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 78 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 10 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 46,7% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,7% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 112,8 mil boe/d, sendo 89,7 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Desse total, 108,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,2 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 353 boe/d em Alagoas, 1.964 boe/d na Bahia, 34 boe/d no Espírito Santo, 1.608 boe/d no Rio Grande do Norte e 200 boe/d em Sergipe.</p>]]></description>]]>
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| 2462
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Em julho de 2018, a produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,305 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).</p>
<p>Foram produzidos 2,575 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 0,6% na comparação com o mês anterior e de 1,8%, se comparada com julho de 2017.</p>
<p>Já a produção de gás natural totalizou 116 milhões de m³ por dia, um aumento de 0,9% em comparação ao mês anterior e de 0,8%, se comparada com o mesmo mês de 2017.</p>
<p>Os dados de produção de julho estão disponíveis na <a href="http://www.anp.gov.br/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural" target="_blank" rel="noopener noreferrer">página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Pré-sal</strong></p>
<p>A produção do pré-sal em julho totalizou 1,821 milhão de boe/d, um aumento de 3,3% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,454 milhão de barris de petróleo por dia e 58 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 87 poços. A produção no pré-sal correspondeu a 55,1% do total produzido no Brasil.</p>
<p>Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-federal/leis/2010&item=lei-12.351--2010">Lei nº 12.351/2010</a>.</p>
<p> </p>
<p><strong>Aproveitamento do gás natural</strong></p>
<p>O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de julho alcançou 96,7% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 63 milhões de metros cúbicos por dia.</p>
<p>A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 6,6% se comparada ao mês anterior e redução de 8,2% em relação ao mesmo mês em 2017.</p>
<p> </p>
<p><strong>Campos produtores</strong></p>
<p>O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 879 mil bbl/d de petróleo e 36,8 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural.</p>
<p>Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 77,6% do gás natural. A produção ocorreu em 7.483 poços, sendo 718 marítimos e 6.765 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,3% do petróleo e gás natural.</p>
<p>Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.106. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 96.</p>
<p>A FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula, foi a instalação com maior produção de petróleo. Produziu 150,9 mil bbl/d por meio de oito poços a ela interligados.</p>
<p>A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 39 poços a ela interligados, produziu 8,0 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.</p>
<p> </p>
<p><strong>Outras informações</strong></p>
<p>Em julho de 2018, 308 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 32 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 78 são marítimas e 232 terrestres. Do total das áreas produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 10 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.</p>
<p>O grau API médio foi de 27,2, sendo 39,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 46,7% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,7% óleo pesado (<22 API).</p>
<p>As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 112,8 mil boe/d, sendo 89,7 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m<sup>3</sup>/d de gás natural. Desse total, 108,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,2 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 353 boe/d em Alagoas, 1.964 boe/d na Bahia, 34 boe/d no Espírito Santo, 1.608 boe/d no Rio Grande do Norte e 200 boe/d em Sergipe.</p>]]>]]>
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| 2494
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (31/8) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><br /><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| 2494
| <![CDATA[<![CDATA[<p>Foi atualizada hoje (31/8) a situação dos pedidos de aditamento da Cláusula de Conteúdo Local recebidos pela ANP. A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução ANP n° 726/2018</a> permitiu que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optassem pelo aditamento, para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos. Havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p><br /><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 2505
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP participou, nesta quinta-feira (30/8), do IX Seminário Anual do Conselho de Óleo e Gás – Setor de Petróleo Rumo à Retomada, em São Paulo. O evento, organizado pela Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), teve como objetivo debater as oportunidades de exploração e produção nos ambientes onshore e offshore, biocombustíveis, downstream e gás natural.</p>
<p>O diretor Aurélio Amaral fez palestra com o tema “Visão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis”. Ele abordou questões relacionadas à política de conteúdo local para o setor de petróleo e gás natural.</p>
<p>O seminário contou ainda com a participação de representantes dos Ministérios de Minas e Energia e de Indústria, Comércio Exterior e Serviços, além de operadoras e empresas fornecedoras.</p>]]></description>]]>
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| 2505
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP participou, nesta quinta-feira (30/8), do IX Seminário Anual do Conselho de Óleo e Gás – Setor de Petróleo Rumo à Retomada, em São Paulo. O evento, organizado pela Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), teve como objetivo debater as oportunidades de exploração e produção nos ambientes onshore e offshore, biocombustíveis, downstream e gás natural.</p>
<p>O diretor Aurélio Amaral fez palestra com o tema “Visão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis”. Ele abordou questões relacionadas à política de conteúdo local para o setor de petróleo e gás natural.</p>
<p>O seminário contou ainda com a participação de representantes dos Ministérios de Minas e Energia e de Indústria, Comércio Exterior e Serviços, além de operadoras e empresas fornecedoras.</p>]]>]]>
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| 2516
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou resolução, nesta quinta-feira (30/8), que autoriza a ANP a realizar a 17ª e a 18ª Rodadas de Licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, na modalidade de concessão, nos anos de 2020 e 2021, respectivamente. <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/4527-cnpe-delibera-sobre-rodadas-de-licitacoes-ate-2021" target="_blank" rel="noopener noreferrer">O CNPE havia deliberado sobre a questão em reunião no dia 5 de junho</a>.</p>
<p>Para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/17-rodada-de-licitacao-de-blocos">17ª Rodada</a>, o Conselho determinou que deverão ser selecionados blocos das bacias marítimas do Pará-Maranhão (setor SPAMA-AUP1), de Pelotas (setores SP-AR1, AP1 e AUP1) e Potiguar (setor SPOT-AP2), e de águas ultraprofundas fora do Polígono do Pré-Sal das bacias de Campos (setores SC-AP1, AP3, AUP1 e AUP2) e de Santos (setor SSAP4 e AUP4).</p>
<p>Para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/18-rodada-de-licitacao-de-blocos">18ª Rodada</a>, deverão ser selecionados blocos das bacias do Ceará (setores SCE-AP1, AP2 e AP3) e de Pelotas (setores SP-AR2, AR3, AP2, AUP2 e AUP7), e de águas ultraprofundas fora do polígono do Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (setores SES-AUP2, AUP3 e VT).</p>
<p><a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=8&data=30/08/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a íntegra da Resolução CNPE nº 10, de 5 de junho de 2018, no Diário Oficial da União</a>.</p>]]></description>]]>
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| 2516
| <![CDATA[<![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou resolução, nesta quinta-feira (30/8), que autoriza a ANP a realizar a 17ª e a 18ª Rodadas de Licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, na modalidade de concessão, nos anos de 2020 e 2021, respectivamente. <a href="http://www.anp.gov.br/noticias/4527-cnpe-delibera-sobre-rodadas-de-licitacoes-ate-2021" target="_blank" rel="noopener noreferrer">O CNPE havia deliberado sobre a questão em reunião no dia 5 de junho</a>.</p>
<p>Para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/17-rodada-de-licitacao-de-blocos">17ª Rodada</a>, o Conselho determinou que deverão ser selecionados blocos das bacias marítimas do Pará-Maranhão (setor SPAMA-AUP1), de Pelotas (setores SP-AR1, AP1 e AUP1) e Potiguar (setor SPOT-AP2), e de águas ultraprofundas fora do Polígono do Pré-Sal das bacias de Campos (setores SC-AP1, AP3, AUP1 e AUP2) e de Santos (setor SSAP4 e AUP4).</p>
<p>Para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/18-rodada-de-licitacao-de-blocos">18ª Rodada</a>, deverão ser selecionados blocos das bacias do Ceará (setores SCE-AP1, AP2 e AP3) e de Pelotas (setores SP-AR2, AR3, AP2, AUP2 e AUP7), e de águas ultraprofundas fora do polígono do Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (setores SES-AUP2, AUP3 e VT).</p>
<p><a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=8&data=30/08/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a íntegra da Resolução CNPE nº 10, de 5 de junho de 2018, no Diário Oficial da União</a>.</p>]]>]]>
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| 2528
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> aprovou, em reunião nesta quarta-feira (29/8), as inscrições das seis primeiras empresas para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>. Ao todo, a Agência recebeu manifestações de interesse de 12 empresas, cujas solicitações serão analisadas nas próximas reuniões da CEL.</p>
<p>Foram aprovadas hoje as inscrições das seguintes empresas:</p>
<p>- BP Energy do Brasil Ltda. - Reino Unido<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. - China<br />- DEA Deutsche Erdoel AG - Alemanha<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda. - Catar<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda. - Reino Unido<br />- Total E&P do Brasil Ltda. - França</p>
<p>Dessas, apenas a DEA Deutsche Erdoel AG ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.</p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha da Produção será realizada em 28 de setembro e ofertará as áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos.</p>]]></description>]]>
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| 2528
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/comissao-especial-de-licitacao-da-oferta-permanente">Comissão Especial de Licitação (CEL)</a> aprovou, em reunião nesta quarta-feira (29/8), as inscrições das seis primeiras empresas para a <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>. Ao todo, a Agência recebeu manifestações de interesse de 12 empresas, cujas solicitações serão analisadas nas próximas reuniões da CEL.</p>
<p>Foram aprovadas hoje as inscrições das seguintes empresas:</p>
<p>- BP Energy do Brasil Ltda. - Reino Unido<br />- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. - China<br />- DEA Deutsche Erdoel AG - Alemanha<br />- QPI Brasil Petróleo Ltda. - Catar<br />- Shell Brasil Petróleo Ltda. - Reino Unido<br />- Total E&P do Brasil Ltda. - França</p>
<p>Dessas, apenas a DEA Deutsche Erdoel AG ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.</p>
<p>A 5ª Rodada de Partilha da Produção será realizada em 28 de setembro e ofertará as áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos.</p>]]>]]>
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| 2541
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP participou, nesta terça-feira (28/8), do seminário “Debates do Brasil - Os caminhos do futuro do Óleo e Gás no país”, realizado pelo jornal O Globo no Rio de Janeiro. O evento reuniu nomes de destaque da indústria e representantes das equipes econômicas de candidatos à Presidência da República para discutir as perspectivas e desafios do setor para os próximos anos.</p>
<p>Estiveram presentes o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral, além de técnicos da Agência. Oddone foi um dos palestrantes no painel “Setor de Óleo e Gás no Brasil, impactos na economia”, que debateu o potencial e as oportunidades para o Brasil no cenário das rodadas de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, bem como a relevância do setor para a economia brasileira.</p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/ago2018-decio-futuro-industria.png" width="80%" height="80%" /></p>
<p>Em sua apresentação, o diretor-geral afirmou que, até 2054, são estimados investimentos de R$ 1,8 trilhão e arrecadação de R$ 6 trilhões. “Trata-se de R$ 167 bilhões ao ano, o que equivale ao déficit fiscal do Brasil atualmente”. Ainda segundo ele, há potencial para o Brasil produzir 5,5 milhões de barris de petróleo por dia em 2027, o que significa mais de 60 novas plataformas instaladas.</p>
<p>Oddone ressaltou ainda que o mundo vive a transição para a economia de baixo carbono. “O País precisa deixar de perder oportunidades e definitivamente optar por transformar seus recursos em riqueza, enquanto esses recursos têm valor, e quando precisamos tirar milhões de pessoas da miséria”, declarou.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4709-setor-de-oleo-e-gas-no-brasil">Clique aqui para ver a apresentação</a>.</p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP participou, nesta terça-feira (28/8), do seminário “Debates do Brasil - Os caminhos do futuro do Óleo e Gás no país”, realizado pelo jornal O Globo no Rio de Janeiro. O evento reuniu nomes de destaque da indústria e representantes das equipes econômicas de candidatos à Presidência da República para discutir as perspectivas e desafios do setor para os próximos anos.</p>
<p>Estiveram presentes o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, e o diretor Aurélio Amaral, além de técnicos da Agência. Oddone foi um dos palestrantes no painel “Setor de Óleo e Gás no Brasil, impactos na economia”, que debateu o potencial e as oportunidades para o Brasil no cenário das rodadas de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, bem como a relevância do setor para a economia brasileira.</p>
<p><img style="display: block; margin-left: auto; margin-right: auto;" src="http://www.anp.gov.br/images/Noticias/ago2018-decio-futuro-industria.png" width="80%" height="80%" /></p>
<p>Em sua apresentação, o diretor-geral afirmou que, até 2054, são estimados investimentos de R$ 1,8 trilhão e arrecadação de R$ 6 trilhões. “Trata-se de R$ 167 bilhões ao ano, o que equivale ao déficit fiscal do Brasil atualmente”. Ainda segundo ele, há potencial para o Brasil produzir 5,5 milhões de barris de petróleo por dia em 2027, o que significa mais de 60 novas plataformas instaladas.</p>
<p>Oddone ressaltou ainda que o mundo vive a transição para a economia de baixo carbono. “O País precisa deixar de perder oportunidades e definitivamente optar por transformar seus recursos em riqueza, enquanto esses recursos têm valor, e quando precisamos tirar milhões de pessoas da miséria”, declarou.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/palestra/4709-setor-de-oleo-e-gas-no-brasil">Clique aqui para ver a apresentação</a>.</p>]]>]]>
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| 2555
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>Conforme publicado em 08/06/2018, encerrou o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP- válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro. </p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</a></p>
<p> </p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>Conforme publicado em 08/06/2018, encerrou o prazo de dois anos previsto na <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/junho&item=ranp-25--2016">Resolução ANP n° 25/2016</a> para que os organismos de certificação já acreditados pela ANP apresentem o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP- válido, emitido pela CGCRE - Coordenação Geral de Acreditação do Inmetro. </p>
<p>Desta forma, os Organismos de Certificação que não apresentarem o Certificado dentro do prazo não poderão emitir mais Certificados de Conteúdo Local, seja de contratos antigos ou de novos contratos, permanecendo suspensos como Organismos de Certificação.</p>
<p style="padding-left: 30px;">- <a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/certificacao-de-conteudo-local/organismos-de-certificacao-certificadoras-acreditadas" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Veja a lista dos Organismos de Certificação de Conteúdo Local que já apresentaram o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto - OCP para a ANP, e que podem emitir Certificados de Conteúdo Local.</a></p>
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| 2566
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Foram incluídos hoje (24/8) pedidos recebidos dentro do prazo, mas que foram protocolados pelas operadoras nos escritórios regionais da ANP. Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos.</p>
<p>Já havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p>Até o momento foram assinados e publicados no DOU os termos aditivos de 18 contratos e outros cinco foram encaminhados para assinatura.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Foram incluídos hoje (24/8) pedidos recebidos dentro do prazo, mas que foram protocolados pelas operadoras nos escritórios regionais da ANP. Ao todo, foram recebidos pedidos para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos.</p>
<p>Já havia a expectativa de que nem todos os contratos fossem aditados em razão de as regras aplicadas da 1ª à 4ª Rodada serem consideradas mais atrativas do que as previstas na Resolução.</p>
<p>Até o momento foram assinados e publicados no DOU os termos aditivos de 18 contratos e outros cinco foram encaminhados para assinatura.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| 2578
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A Resolução <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Com a atualização de hoje (17/8), a planilha apresenta todos os pedidos recebidos pela ANP. Foi incluída uma segunda aba na planilha, com os pedidos por contrato.</p>
<p>Foram recebidos, ao todo, pedidos adesão ao termo aditivo para 256 contratos, dos cerca de 300 possíveis contratos. A diferença entre os contratos elegíveis para pedidos de aditamento e os que efetivamente solicitaram está no fato de que são candidatos contratos desde a 1ª até a 13ª Rodadas, mas na prática, somente contratos da 5ª a 13ª Rodadas possuem compromissos de conteúdo local que tornariam mais atrativa a adesão. Em relação ao número de blocos/campos, foram 322 pedidos.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="alternate noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>A Resolução <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. O prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrou em 10 de agosto de 2018.</p>
<p>Com a atualização de hoje (17/8), a planilha apresenta todos os pedidos recebidos pela ANP. Foi incluída uma segunda aba na planilha, com os pedidos por contrato.</p>
<p>Foram recebidos, ao todo, pedidos adesão ao termo aditivo para 256 contratos, dos cerca de 300 possíveis contratos. A diferença entre os contratos elegíveis para pedidos de aditamento e os que efetivamente solicitaram está no fato de que são candidatos contratos desde a 1ª até a 13ª Rodadas, mas na prática, somente contratos da 5ª a 13ª Rodadas possuem compromissos de conteúdo local que tornariam mais atrativa a adesão. Em relação ao número de blocos/campos, foram 322 pedidos.</p>
<p><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="alternate noopener noreferrer">+ Clique para ver a relação dos pedidos recebidos</a></p>]]>]]>
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| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP realizou nesta quarta-feira (15/8) o Seminário Técnico e o Seminário Ambiental e Jurídico-Fiscal relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>, que ocorrerá em 28 de setembro. Estiveram presentes representantes de empresas, Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e investidores.</p>
<p>No Seminário Técnico, foram apresentados os resultados das avaliações geológicas e o potencial petrolífero dos quatro blocos em oferta: Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde.</p>
<p>Os blocos Pau-Brasil, Saturno e Titã estão localizados na Bacia de Santos e possuem potencial para grandes jazidas de petróleo no pré-sal. O bloco Sudoeste de Tartaruga Verde está localizado na Bacia de Campos e possui potencial para descobertas de óleo no pós-sal. Esse bloco está localizado em contexto atrativo, mais próximo da costa do Estado do Rio de Janeiro e em lâmina d'água que varia entre 400 e 1.200 metros. A área do bloco foi ampliada em relação à área colocada em oferta na 2ª Rodada do Pré-Sal, com a inclusão de quatro prospectos mapeados pela ANP.</p>
<p>Os volumes de petróleo estimados para os blocos, bem como outras características técnicas, podem ser verificadas nas <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/seminario-tecnico-e-seminario-ambiental-e-juridico-fiscal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">apresentações</a>.</p>
<p>Técnicos da Agência destacaram ainda que o pré-sal já produz mais de 50% do petróleo no Brasil, com quase 1,5 milhão de barris por dia, e que essa produção deve ser ampliada nos próximos anos com a entrada em produção de novos campos, além de novas descobertas que podem ser realizadas nas áreas arrematadas nas últimas licitações realizadas pela ANP.</p>
<p>Já o Seminário Ambiental e Jurídico-Fiscal teve como objetivos apresentar as diretrizes ambientais e aspectos da legislação, do edital e dos contratos da 5ª Rodada de Partilha, além do papel da PPSA.</p>
<p>Nas apresentações, foram destacadas as mudanças feitas pelo CNPE no bônus de assinatura e no percentual de excedente em óleo da União nos blocos de Saturno e Titã. O percentual mínimo de excedente em óleo de Saturno, que era de 9,56%, passou para 17,54%, e o de Titã, inicialmente de 5,80%, será de 9,53%.</p>]]></description>]]>
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| 2590
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP realizou nesta quarta-feira (15/8) o Seminário Técnico e o Seminário Ambiental e Jurídico-Fiscal relativos à <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal">5ª Rodada de Partilha da Produção</a>, que ocorrerá em 28 de setembro. Estiveram presentes representantes de empresas, Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e investidores.</p>
<p>No Seminário Técnico, foram apresentados os resultados das avaliações geológicas e o potencial petrolífero dos quatro blocos em oferta: Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde.</p>
<p>Os blocos Pau-Brasil, Saturno e Titã estão localizados na Bacia de Santos e possuem potencial para grandes jazidas de petróleo no pré-sal. O bloco Sudoeste de Tartaruga Verde está localizado na Bacia de Campos e possui potencial para descobertas de óleo no pós-sal. Esse bloco está localizado em contexto atrativo, mais próximo da costa do Estado do Rio de Janeiro e em lâmina d'água que varia entre 400 e 1.200 metros. A área do bloco foi ampliada em relação à área colocada em oferta na 2ª Rodada do Pré-Sal, com a inclusão de quatro prospectos mapeados pela ANP.</p>
<p>Os volumes de petróleo estimados para os blocos, bem como outras características técnicas, podem ser verificadas nas <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/seminario-tecnico-e-seminario-ambiental-e-juridico-fiscal" target="_blank" rel="noopener noreferrer">apresentações</a>.</p>
<p>Técnicos da Agência destacaram ainda que o pré-sal já produz mais de 50% do petróleo no Brasil, com quase 1,5 milhão de barris por dia, e que essa produção deve ser ampliada nos próximos anos com a entrada em produção de novos campos, além de novas descobertas que podem ser realizadas nas áreas arrematadas nas últimas licitações realizadas pela ANP.</p>
<p>Já o Seminário Ambiental e Jurídico-Fiscal teve como objetivos apresentar as diretrizes ambientais e aspectos da legislação, do edital e dos contratos da 5ª Rodada de Partilha, além do papel da PPSA.</p>
<p>Nas apresentações, foram destacadas as mudanças feitas pelo CNPE no bônus de assinatura e no percentual de excedente em óleo da União nos blocos de Saturno e Titã. O percentual mínimo de excedente em óleo de Saturno, que era de 9,56%, passou para 17,54%, e o de Titã, inicialmente de 5,80%, será de 9,53%.</p>]]>]]>
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| 2605
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. As empresas interessadas em aditar seus contratos devem solicitar a adesão às novas cláusulas até o dia 10 de agosto de 2018.</p>
<p><strong>A atualização de 10/8 não reflete a totalidade de pedidos de aditamento. Em 17/8, será incluído o restante dos pedidos recebidos dentro do prazo que ainda estão em análise. A partir daí, serão feitas somente atualizações de status dos processos.</strong></p>
<p><br /><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Consulte a lista atualizada com os pedidos recebidos pela ANP.</a></p>]]></description>]]>
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| 2605
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP n° 726/2018</a> permite que as empresas que atuam em exploração e produção de petróleo e gás natural optem pelo aditamento da Cláusula de Conteúdo Local para todos os contratos em vigor, com efeitos para as fases não encerradas. As empresas interessadas em aditar seus contratos devem solicitar a adesão às novas cláusulas até o dia 10 de agosto de 2018.</p>
<p><strong>A atualização de 10/8 não reflete a totalidade de pedidos de aditamento. Em 17/8, será incluído o restante dos pedidos recebidos dentro do prazo que ainda estão em análise. A partir daí, serão feitas somente atualizações de status dos processos.</strong></p>
<p><br /><a href="http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/conteudo-local/aditamento-da-clausula-de-conteudo-local" target="_blank" rel="noopener noreferrer">+ Consulte a lista atualizada com os pedidos recebidos pela ANP.</a></p>]]>]]>
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| 2616
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (10/08) o edital e os modelos de contrato da 5ª Rodada de Partilha da Produção, que será realizada em 28 de setembro, com a oferta das áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos. Os documentos podem ser consultados no <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/partilha-de-producao/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/edital-e-modelo-dos-contratos-de-partilha-de-producao">site das Rodadas da ANP</a>. </p>
<p>Conforme <a href="http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round_P5/Edital/resolucao_cnpe_11_2018_lp5.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 11/2018</a>, e por determinação do Ministério de Minas e Energia (MME), foram alterados os percentuais mínimos de excedente em óleo para a União das áreas de Saturno e Titã, em cumprimento à recomendação do Tribunal de Contas da União (TCU). O percentual mínimo de excedente em óleo de Saturno, que era de 9,56%, passou para 17,54%. O de Titã, inicialmente de 5,80%, será de 9,53%.</p>
<p>Atendendo à legislação vigente, a Petrobras foi consultada após a alteração. Manifestou-se sobre o direito de preferência que lhe assiste em cada uma das áreas ofertadas e manteve participação obrigatória como operador com 30% (trinta por cento) apenas na área de Sudoeste de Tartaruga Verde.</p>
<p>Os principais aperfeiçoamentos do edital e dos modelos dos contratos de partilha de produção em relação ao pré-edital e às minutas dos contratos de partilha de produção são:</p>
<p>- Inclusão de esclarecimento sobre a necessidade de apresentação de documentos para qualificação econômico-financeira por parte de empresas que tenham solicitado aproveitamento dos documentos apresentados na 4º Rodada de Licitações de Partilha de Produção;</p>
<p>- Adequação da cláusula de conteúdo local dos contratos da área de Sudoeste de Tartaruga Verde, com previsão expressa de que, caso o Conteúdo Local do Contrato de Concessão adjacente à área seja alterado por meio de termo aditivo, conforme a <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP nº 726/2018</a>, os novos compromissos de Conteúdo Local serão aplicados ao de Partilha de Produção;</p>
<p>- Alterações nas regras do consórcio em decorrência de contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública, com destaque para a revisão dos valores previstos nos procedimentos de contratação do consórcio no âmbito do contrato de partilha de produção.</p>]]></description>]]>
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| 2616
| <![CDATA[<![CDATA[<p>A ANP publicou hoje (10/08) o edital e os modelos de contrato da 5ª Rodada de Partilha da Produção, que será realizada em 28 de setembro, com a oferta das áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde, localizadas nas bacias de Santos e de Campos. Os documentos podem ser consultados no <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/partilha-de-producao/5-rodada-de-partilha-de-producao-pre-sal/edital-e-modelo-dos-contratos-de-partilha-de-producao">site das Rodadas da ANP</a>. </p>
<p>Conforme <a href="http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round_P5/Edital/resolucao_cnpe_11_2018_lp5.pdf" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 11/2018</a>, e por determinação do Ministério de Minas e Energia (MME), foram alterados os percentuais mínimos de excedente em óleo para a União das áreas de Saturno e Titã, em cumprimento à recomendação do Tribunal de Contas da União (TCU). O percentual mínimo de excedente em óleo de Saturno, que era de 9,56%, passou para 17,54%. O de Titã, inicialmente de 5,80%, será de 9,53%.</p>
<p>Atendendo à legislação vigente, a Petrobras foi consultada após a alteração. Manifestou-se sobre o direito de preferência que lhe assiste em cada uma das áreas ofertadas e manteve participação obrigatória como operador com 30% (trinta por cento) apenas na área de Sudoeste de Tartaruga Verde.</p>
<p>Os principais aperfeiçoamentos do edital e dos modelos dos contratos de partilha de produção em relação ao pré-edital e às minutas dos contratos de partilha de produção são:</p>
<p>- Inclusão de esclarecimento sobre a necessidade de apresentação de documentos para qualificação econômico-financeira por parte de empresas que tenham solicitado aproveitamento dos documentos apresentados na 4º Rodada de Licitações de Partilha de Produção;</p>
<p>- Adequação da cláusula de conteúdo local dos contratos da área de Sudoeste de Tartaruga Verde, com previsão expressa de que, caso o Conteúdo Local do Contrato de Concessão adjacente à área seja alterado por meio de termo aditivo, conforme a <a href="http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2018/abril&item=res-726-2019">Resolução ANP nº 726/2018</a>, os novos compromissos de Conteúdo Local serão aplicados ao de Partilha de Produção;</p>
<p>- Alterações nas regras do consórcio em decorrência de contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública, com destaque para a revisão dos valores previstos nos procedimentos de contratação do consórcio no âmbito do contrato de partilha de produção.</p>]]>]]>
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| 2631
| <![CDATA[<description><![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou nesta terça-feira (7/8) resolução que autoriza a ANP a incluir na Oferta Permanente, sob o regime de concessão, os campos devolvidos ou em processo de devolução, os blocos exploratórios devolvidos e os não arrematados que já tenham sido objeto das Rodadas Zero a Seis, com exceção de áreas localizadas no Polígono do Pré-Sal e as consideradas estratégicas.</p>
<p>Para que sejam disponibilizadas na <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a>, é preciso que as áreas tenham autorização do CNPE, além de parecer positivo dos órgãos ambientais competentes. A ANP publicou no dia 19/7 o edital contendo 148 áreas que atendem a esses requisitos, bem como os modelos de contratos.</p>
<p>Quando as condições forem atendidas por outros blocos e campos, estes poderão ser incluídos por meio de aditivos ao <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/edital-e-modelos-dos-contratos-de-concessao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">edital</a>.</p>
<ul>
<li>Veja a <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=5&data=07/08/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 8/2018</a> no Diário Oficial da União.</li>
</ul>]]></description>]]>
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| <![CDATA[<![CDATA[<p>O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou nesta terça-feira (7/8) resolução que autoriza a ANP a incluir na Oferta Permanente, sob o regime de concessão, os campos devolvidos ou em processo de devolução, os blocos exploratórios devolvidos e os não arrematados que já tenham sido objeto das Rodadas Zero a Seis, com exceção de áreas localizadas no Polígono do Pré-Sal e as consideradas estratégicas.</p>
<p>Para que sejam disponibilizadas na <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente">Oferta Permanente</a>, é preciso que as áreas tenham autorização do CNPE, além de parecer positivo dos órgãos ambientais competentes. A ANP publicou no dia 19/7 o edital contendo 148 áreas que atendem a esses requisitos, bem como os modelos de contratos.</p>
<p>Quando as condições forem atendidas por outros blocos e campos, estes poderão ser incluídos por meio de aditivos ao <a href="http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/edital-e-modelos-dos-contratos-de-concessao" target="_blank" rel="noopener noreferrer">edital</a>.</p>
<ul>
<li>Veja a <a href="http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=515&pagina=5&data=07/08/2018" target="_blank" rel="noopener noreferrer">Resolução CNPE nº 8/2018</a> no Diário Oficial da União.</li>
</ul>]]>]]>
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