“Feirão” de campos da Petrobras pode acabar neste ano

(Divulgação)

O grande “feirão” de campos produtores de petróleo e gás da Petrobras (PETR3; PETR4) tem data marcada para acabar: 31 de dezembro de 2021, segundo determinação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Nos últimos anos, empresas petrolíferas de médio porte ganharam musculatura ao adquirir ativos da estatal. Mas, a partir de 2022, vão precisar buscar outra estratégia. Outra mudança esperada é o surgimento de um mercado secundário, de sobra de ativos adquiridos da estatal pelas independentes, mas considerados menos adequados à estratégia desses negócios.

A Petrobras intensificou o programa de desinvestimento de concessões a partir de 2016, quando colocou a reorganização das suas finanças no centro das preocupações e passou a se concentrar no pré-sal. Dezenas de campos produtores em terra e águas rasas foram colocados à venda, além de áreas exploratórias, ainda sem descobertas. A maioria delas está localizada na região Nordeste do País.

Parte desse esforço de desinvestimento partiu também da ANP, que exigiu da Petrobras um posicionamento sobre 183 campos paralisados, sem decisão de investimento. A reguladora deu à empresa a opção de reter alguns deles ou de devolvê-los. A estatal decidiu, então, retomar o investimento em alguns, devolver outros e vender o restante. O prazo para se desfazer das últimas áreas termina no dia 31 de dezembro.

Prorrogação

O prazo inicial de devolução se esgotou, na verdade, no fim do ano passado. Mas a companhia argumentou à ANP, na época, que estava com dificuldade de concluir as negociações e conseguiu estender o prazo por mais um ano. Procurada, a agência não se manifestou se irá prorrogar a data mais uma vez.

Atualmente, a Petrobras tem seis ativos de exploração e produção de óleo e gás à venda. Apenas um deles – o do campo de Marlim, na Bacia de Campos (RJ) – está em fase final de licitação. Os demais entraram em fase vinculante, de negociação direta com os interessados.

O mercado de campos da Petrobras tem atraído petrolíferas independentes com foco em áreas que não exigem esforço de exploração e, por isso, também não impõem ao investidor o risco de colocar dinheiro para perfurar um poço e não encontrar nada.

Boa parte dessas áreas é madura, ou seja, já está em fase de declínio da produção. Para prolongar a vida útil dessas concessões, as independentes só precisam investir em tecnologias de recuperação, além de construir um plano de redução de custo, como faz toda petrolífera.

Essa tem sido a estratégia adotada por petrolíferas independentes que despontaram no mercado brasileiro recentemente. É o caso de PetroRio, Enauta, 3R Petroleum, PetroRecôncavo, Trident, Perenco, Origem, Imetame e Petro-Victory.

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Esses negócios se diferenciam em tamanho e caixa, o que interfere na qualidade dos ativos dos seus interesses. As maiores costumam apostar em águas rasas e as menores, em terra. Esse grupo de empresas compartilha, no entanto, o apetite por uma fatia do mercado que antes estava nas mãos das gigantes do segmento.

Mauro Destri, diretor de Óleo e Gás da consultoria Alvarez & Marsal, ressalta que a produção em concessões não operadas pela Petrobras em bacias maduras saltou de 4,7 mil barris de óleo equivalentes ao dia (boe/dia), em junho de 2016, para 23,4 mil boe/dia em igual mês deste ano. Os dados são do último boletim de produção divulgado pela ANP.

“Hoje, estamos todos ansiosos com os desinvestimentos dos campos de Albacora e Albacora Leste, polos terrestres na Bahia, Sergipe, Alagoas e Potiguar (Mar e Terra)”, afirmou.

Incerteza

Alguns investidores questionam, no entanto, se a Petrobras vai conseguir concluir a venda dos ativos ainda neste ano. “São processos complexos e, como são poucas as informações oficiais, especula-se que dificilmente serão encerrados ainda este ano, apesar do prazo estabelecido pela ANP e dos sucessivos adiamentos”, diz Anabal Santos Júnior, diretor executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip).

Ele acredita que, concluídos os desinvestimentos da Petrobras, os investidores devem recorrer ao leilão de oferta permanente de áreas para exploração, promovida pela ANP, no qual são oferecidas áreas que ficaram sem oferta em licitações passadas ou foram devolvidas. Para as empresas que focam exclusivamente em campos produtores, a melhor saída será a compra de ativos de outras petrolíferas, além da Petrobrás.

A PetroRio, por exemplo, diz que o seu crescimento não está condicionado às vendas da estatal. De acordo com Emiliano Fernandes, diretor de recursos humanos, regulação e jurídico da PetroRio, a empresa não comprou muitos ativos da estatal. “É indiscutível que ela tem mais de 90% do mercado e seus desinvestimentos são uma oportunidade. Mas a gente tem um território profícuo e esse é um mercado gigante”, afirma.

As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

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Preço médio do etanol sobe em 14 Estados e no DF, diz ANP

Os preços médios do etanol hidratado subiram em 14 Estados e no Distrito Federal nesta semana, de acordo com levantamento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) compilado pelo AE-Taxas. Em outros 11 Estados, as cotações recuaram. No Amapá não variaram.

Nos postos pesquisados pela ANP em todo o País, o preço médio do etanol subiu 0,30% na semana ante a anterior, de R$ 4,326 para R$ 4,339 o litro.

Em São Paulo, principal Estado produtor, consumidor e com mais postos avaliados, a cotação média do hidratado ficou em R$ 4,116 o litro, alta de 0,41% ante a semana anterior.

O preço mínimo registrado nesta semana para o etanol em um posto foi de R$ 3,689 o litro, em São Paulo, e o menor preço médio estadual, de R$ 4,03, foi registrado em Mato Grosso.

O preço máximo, de R$ 6,797 o litro, foi verificado em um posto do Rio Grande do Sul. O maior preço médio estadual também foi o do Rio Grande do Sul, de R$ 5,851.

Na comparação mensal, o preço médio do biocombustível no País subiu 1,14%. O Estado com maior alta no período foi Goiás, onde o litro subiu 7,30% no mês; e o maior recuo foi de 3,15%, no Tocantins.

Na apuração semanal, a maior alta de preço foi observada no Distrito Federal, com avanço de 3,83%; enquanto o maior recuo foi em Tocantins, de 1,03%.

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ANP corrige dado comparativo sobre produção de gás natural em maio

(Divulgação)

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) corrigiu nesta quinta-feira, 1º de julho, uma informação divulgada mais cedo na qual afirmava que a produção de gás natural no Brasil em maio de 2021 havia subido 17,7% em relação a abril de 2021. O aumento citado foi, na verdade, registrado na comparação com maio de 2020.

A alta de 2,4%, anteriormente informada pela agência como oscilação anual (comparação com maio de 2020), refere-se justamente à comparação ao mês de abril de 2021.

A produção de gás natural no Brasil em maio de 2021 totalizou 135 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d), conforme a ANP.

A produção de petróleo no mês totalizou 2,932 milhões de barris por dia (b/d), redução de 1,4% com relação a abril e aumento de 6% na comparação com maio de 2020. Já a produção somada de petróleo e gás foi de 3,778 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).

A produção do pré-sal foi de 2,129 milhões de barris diários de petróleo e 89,0 milhões de m3/d de gás natural, totalizando 2,689 milhões de boe/d. Houve uma redução de 2,6% em relação ao mês anterior e um aumento de 13,8% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do pré-sal teve origem em 125 poços e correspondeu a 71,2% do total produzido no Brasil.

Em maio, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 57,9 milhões de m3/d. A queima de gás foi de 2,9 milhões de m3/d, um aumento de 2,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

O campo de Tupi (ex-Lula), no pré-sal da bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 891 milhões de b/d de petróleo e 41,1 milhões de m3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 143.075 b/d. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 32 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, num total de 6,948 milhões de m3/d.

Produção de gás natural sobe 17,7% e a de petróleo cai 1,4% em maio ante abril

(Shutterstock)

A produção de gás natural no Brasil aumentou 17,7% em maio de 2021, em relação a abril, totalizando 135 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d). Na comparação com maio de 2020, o crescimento foi de 2,4%, informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A produção de petróleo no mês totalizou 2,932 milhões de barris por dia (b/d), redução de 1,4% com relação a abril e aumento de 6% na comparação com maio de 2020. Já a produção somada de petróleo e gás foi de 3,778 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).

A produção do pré-sal foi de 2,129 milhões de barris diários de petróleo e 89,0 milhões de m3/d de gás natural, totalizando 2,689 milhões de boe/d. Houve uma redução de 2,6% em relação ao mês anterior e um aumento de 13,8% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do pré-sal teve origem em 125 poços e correspondeu a 71,2% do total produzido no Brasil.

Em maio, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 57,9 milhões de m3/d. A queima de gás foi de 2,9 milhões de m3/d, um aumento de 2,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

O campo de Tupi (ex-Lula), no pré-sal da bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 891 milhões de b/d de petróleo e 41,1 milhões de m3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 143.075 b/d.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 32 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, num total de 6,948 milhões de m3/d.

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“Quanto mais livre for o mercado, melhor”, afirma diretor-geral da ANP

petróleo plataforma índices preços queda baixa óleo (Getty Images)

Há menos de três meses na direção-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o contra-almirante Rodolfo Saboia tem como uma das prioridades para este ano regulamentar o setor de refino do País, o que vai viabilizar a entrada de agentes privados nas refinarias da Petrobras sem risco de desabastecimento.

Em entrevista exclusiva ao Estadão/Broadcast, sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado, Saboia ressalta que o livre mercado é o melhor caminho para equilibrar os preços dos combustíveis no Brasil. Qualquer subsídio deve passar por políticas públicas.

Segundo ele, o fato de o presidente indicado para a Petrobras ser um militar não é motivo para mudar a relação da agência com a estatal. “Na hora em que a gente preserva o caráter institucional dessas relações e quando as pessoas agem da forma como as relações institucionais devem acontecer, isso independe da pessoa. Tenho uma relação muito boa com o Roberto Castello Branco (atual presidente da Petrobras) e espero ter uma relação muito boa com o futuro presidente também”, afirma.

A seguir, os principais trechos da entrevista.

O sr. se define como um militar nacionalista ou liberal?

Eu sou um brasileiro. É o máximo que vou te dizer. Eu acredito que o melhor benefício é sempre resultado das leis de mercado funcionando, de um mercado bem regulado, de práticas que impeçam o abuso e que resultem no benefício do consumidor. O consumidor, em última análise, é a meta das nossas práticas.

Seria um liberal de olho no consumidor?

Um liberal tem de estar de olho no consumidor. O bom funcionamento das empresas é benéfico ao consumidor, porque ele vai ter emprego, vai ter renda, recolhimento de impostos. Tudo isso é resultado de um mercado funcionando, com o consumidor no fim da linha. Quanto mais livremente o mercado funcionar, melhor.

Leia também:
Como a Petrobras passou de estatal promissora para investimento nebuloso e de alto risco em poucas semanas

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O que a agência vai fazer para proteger o consumidor das sucessivas altas do preço do petróleo?

Os preços dos derivados de petróleo oscilam a partir dos seus insumos, basicamente o petróleo. No momento, a commodity está em alta e praticamente forma o preço do combustível aqui dentro. Agora, se vai haver ações no campo político para tentar mitigar esse ou aquele efeito… Nisso a ANP não se envolve. Subsidia o debate, a discussão do assunto, mas não se envolve nas soluções.

O que fazer com o gás de cozinha, por exemplo, que já ultrapassou os R$ 100?

O GLP é muito difícil. Tanto que existem pessoas situadas abaixo da linha de pobreza que utilizam lenha. O governo adota políticas para isso. São decisões do campo político. É possível alterar o que o consumidor vai pagar, mas não o preço do produto.

Como a agência está se preparando para a mudança no mercado de refino após a quebra do monopólio da Petrobras?

O monitoramento, até o momento, é muito menor do que será no futuro. A gente vai ter de ter capacidade de acompanhar os estoques e o risco de desabastecimento. A gente vai instituir mecanismos de controle. O que a gente precisa para fazer esse controle é informação, inteligência dos estoques, comportamento do mercado. É, basicamente, um sistema de informação que vai contemplar todos os agentes econômicos.

Há uma grande preocupação com a formação de monopólios regionais. Como a regulamentação da ANP pode evitar isso?

O que a gente espera é que sejam abertas oportunidades para que outros agentes enxerguem chances de bons negócios, construindo refinarias menores que atendam aos mercados regionais com eficiência. Vamos garantir que as infraestruturas essenciais de abastecimento, como os terminais marítimos de importação, estejam sempre com acesso liberado a importadores. Nossa agenda regulatória está voltada para essas transformações e o desinvestimento da Petrobras é apenas um deles. Até o fim do ano essa parte particular dos desinvestimentos da Petrobras estará pronta.

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No ano passado não foi possível realizar leilões de áreas de petróleo e gás. Como fica este ano, o preço alto do petróleo ajuda a atrair interessados?

Sem dúvida, o bom preço do petróleo é estimulante. No ano passado, não fazia sentido fazer um leilão com aquele preço. A gente obteria valores muito menores. Mesmo assim, no fim do ano, fizemos o primeiro ciclo da oferta permanente e fomos bem-sucedidos.

Além da 17ª Rodada de Leilão de petróleo, a ANP pensa em fazer mais licitações este ano?

A gente espera também que, condicionado ao fim das negociações entre Petrobras e PPSA (empresa que faz a gestão do pré-sal), a gente possa promover a segunda rodada de (leilão de petróleo) excedentes da cessão onerosa, das áreas de Sépia e Atapu. Mas isso está condicionado ainda a esses entendimentos, que vão deixar mais claro em que termos a negociação com a Petrobras é feita. É preciso definir o que é devido como compensação ao investimento já feito pela Petrobras (em Sépia e Atapu, no pré-sal da Bacia de Santos).

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ANP: produção diária de petróleo em dezembro foi de 3,525 mi de barris de óleo equivalente

petróleo e gás (Shutterstock)

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) informou nesta terça, 2, que a produção nacional em dezembro chegou a 3,525 milhões de barris de óleo equivalente por dia, sendo 2,726 MMbbl/d de petróleo e 127 MMm3/d de gás natural.

A produção de petróleo diminuiu 1% se comparada com a do mês anterior e 12,2% frente a dezembro de 2019. No gás natural, houve aumento de 0,5% em relação a novembro e de 7,8% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.

Em 2020, conforme dados já divulgados pelo Broadcast na semana passada, a produção registrou recordes tanto no petróleo quanto no gás natural. A produção petrolífera aumentou 5,5% em relação a 2019, alcançando uma média de 2,94 MMbbl/d (milhões de barris por dia), enquanto a de gás natural cresceu 4,1% em relação ao ano anterior, com média de 127 MMm3/d (milhões de m3 por dia).

Pré-sal

A produção no pré-sal em dezembro foi de 2,431 MMboe/d, sendo 1,921 MMbbl/d de petróleo e 81,1 MMm3/d de gás natural. No total, houve aumento de 0,3% em relação ao mês anterior e de 8,4% ante dezembro de 2019. A produção teve origem em 119 poços e correspondeu a 69% da produção nacional.

Em dezembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,6%. Foram disponibilizados ao mercado 57,7 MMm?/dia. A queima de gás no mês foi de 3 MMm?/d, uma redução de 2,8% se comparada ao mês anterior e de 17,1% em relação a igual mês em 2019.

Também em dezembro, os campos marítimos produziram 96,7% do petróleo e 81,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 93,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil. Porém, os campos com participação exclusiva da Petrobras produziram 38,3% do total.

Ainda em dezembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 929 MMbbl/d de petróleo e 42 MMm3/d de gás natural. A plataforma Petrobras 76, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços, produziu 144,395 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

Segundo a ANP, a instalação Polo Arara, no campo de Arara, por meio de 32 poços, produziu 6,815 MMm?/d e foi a instalação com maior produção de gás natural. Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.045. Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 57.

Esses campos produziram 410,5 boe/d, sendo 113,2 bbl/d de petróleo e 47,3 Mm?/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 292,8 boe/d

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No mês de dezembro de 2020, 260 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 62 são marítimas e 206 terrestres, sendo 10 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.489 poços, sendo 499 marítimos e 5.990 terrestres.

Nesse mês, 34 campos permaneceram com suas respectivas produções temporariamente interrompidas devido aos efeitos da pandemia de Covid-19, sendo 17 marítimos e 17 terrestres, e um total de 60 instalações marítimas permaneceram com produção interrompida. Não houve alteração em relação ao mês anterior.

Ainda de acordo com a ANP, o grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,8% da produção considerada óleo leve, 91,3% óleo médio e 5,9% óleo pesado.

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 93,8 Mboe/d, sendo 74,8 mil bbl/d de petróleo e 2,9 MMm?/d de gás natural. Desse total, 74,8 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 19 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 12.023 boe/d no Rio Grande do Norte, 6.133 boe/d na Bahia, 365 boe/d no Espírito Santo, 270 boe/d em Alagoas e 191 boe/d em Sergipe.

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Produção de petróleo e gás natural cresceu 52,71% de 2010 a 2020 no Brasil, diz ANP

petróleo e gás (Shutterstock)

A produção de petróleo e gás natural brasileira cresceu 52,71% de 2010 a 2020, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em 2020, foram produzidos 3,74 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), incluindo óleo e gás, uma alta de 5,22% em relação a 2019.

“A última década contou com constante aumento de produção, com exceção apenas dos anos de 2012 e 2018″, afirmou a ANP em nota.

O volume de petróleo extraído no ano passado foi de 2,94 milhões de barris por dia (bpd), e o de gás, de 127,4 milhões de m³ por dia.

Em 2020, o pré-sal respondeu por 68,61% da produção nacional, enquanto, em 2010, a participação era de 1,53%. Em contrapartida, no mesmo período, a produção terrestre saiu de 11,60% para 5,95%, e a produção marítima no pós-sal, de 86,87% para 25,44% do total do País.

Com o crescimento do pré-sal, avançou também a importância da Bacia de Santos, onde eram extraídos 0,04 milhão de bpd há uma década e, no ano passado, ficou em 1,9 milhão de bpd, Já a produção da Bacia de Campos saiu de 1,8 milhão de bpd para 0,9 milhão de bpd.

A ANP informou ainda que novos regimes de produção tiveram maior participação no cenário nacional. Enquanto em 2010 praticamente toda a produção de petróleo equivalente vinha dos contratos de concessão, em 2020 esta participação foi de 78,97%, ganhando espaço a produção da cessão onerosa, que atingiu 19,45% da produção nacional”, acrescentou a agência.

Na última década, outras empresas, além da Petrobras, ganharam fatias do mercado. A participação da estatal passou de 92,67% para 74,01% no período. Outras empresas passaram a ter uma participação mais representativa, seja como operadora ou em consórcio com a estatal.

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Produção de petróleo crescerá 23% até 2025, para 3,6 milhões de barris por dia, diz ANP

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A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) prevê um crescimento gradual da produção nos próximos anos, alcançando a marca em 2025 de 571,5 mil m³/dia (3,6 milhões de barris por dia) de petróleo e de 173,2 milhões de m³/d de gás natural. Isso significará uma alta de 23% em relação a 2021, no caso do petróleo, e de 34% no do gás.

Para este ano a projeção de produção de petróleo é de 463,96 mil m³/d (2,9 milhões de bpd) e a de gás, de 129,17 milhões de m³/d.

Nos próximos anos, a Petrobras (PETR3;PETR4) e outras grandes petroleiras vão avançar com a produção na região do pré-sal. Novas plataformas devem entrar em operação, sobretudo nos campos de Mero e Búzios. Deste ano até 2023, mais oito unidades vão ser instaladas no País, segundo a ANP.

A maior parte do investimento das empresas petrolíferas será destinada à área de perfuração, embora a projeção seja de queda ao longo dos anos. Em 2021, o investimento começa com R$ 12,5 bilhões; no ano seguinte passa para R$ 12,77 bilhões; e permanece em queda até 2025, alcançando a marca de R$ 4,68 bilhões.

Em contrapartida, a área que deve crescer mais é a de desativação de campo, possivelmente por conta da decisão da Petrobras de deixar áreas de menor porte, que considera inadequadas ao seu perfil de produção.

O total investido neste segmento vai passar de R$ 5 bilhões para R$ 5,7 bilhões até 2025. Quase a totalidade desse dinheiro vai ser colocada em campos marítimos, de acordo com a ANP.

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Almirante Rodolfo Saboia toma posse como diretor-geral da ANP

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O almirante Rodolfo Saboia tomou posse nesta quarta-feira, 23, como diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Seu mandato terá duração de quatro anos, terminando em dezembro de 2024.

Aprovado em outubro pelo plenário do Senado Federal, Saboia ocupará a vaga deixada por Décio Oddone, que renunciou ao cargo em março deste ano. O comando da ANP estava interinamente com Raphael Moura. Desde a saída de Oddone, o cargo foi ocupado por servidores da ANP designados pelo presidente Jair Bolsonaro em uma lista tríplice.

Rodolfo Saboia é bacharel em Ciências Navais pela Escola Naval (1978), mestre no Curso de Comando e Estado-Maior, doutor em Política e Estratégia Marítimas, ambos pela Escola de Guerra Naval, e especialista em Gestão Internacional pela Coppead-UFRJ. Ao longo de 40 anos, ele exerceu diversos cargos na Marinha, sendo o último de superintendente de Meio Ambiente da Diretoria de Portos e Costas (DPC), até agosto de 2020. Em 2012 foi transferido à reserva no posto de Oficial General contra-almirante.

O novo diretor-geral estará à frente de uma agenda importante no próximo ano. Entre outras coisas, a ANP realizará a 17ª Rodada de Licitações de blocos de petróleo e gás natural, marcada para o dia 7 de outubro de 2021. O governo vai realizar ainda mais um leilão de áreas excedentes da cessão onerosa. Em 2019, o certame rendeu cerca de R$ 70 bilhões para os cofres públicos, mas deixou dois campos sem comprador, Atapu e Sépia, que voltarão a ser ofertados em 2021.

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2º ciclo arrecada R$ 56,6 milhões com venda de 18 blocos a 7 empresas, diz ANP

A Eneva (ENEV3) foi vencedora numa disputa com a Imetame pelo campo de gás Juruá, no Amazonas, considerado acumulação marginal, pagando R$ 25,7 milhões, contra a oferta de R$ 5,6 milhões da concorrente.

Assim, a empresa foi a maior compradora do 2º Ciclo de Oferta Permanente, realizado nesta sexta-feira, 4, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Ao todo foram arrecadados R$ 56,6 milhões com a venda de 18, sendo uma acumulação marginal, para 7 empresas.

A Shell fez o segundo maior lance, por um bloco na bacia de Campos, de R$ 12 milhões.

A Eneva, em parceria com a Enauta (ENAT3) – 70% e 30%, respectivamente -, levou mais quatro blocos na bacia do Paraná.

Não tiveram ofertas setores das bacias de Santos, Espírito Santo, Sergipe-Alagoas e um dos dois oferecidos na bacia de Potiguar.

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