Em um cenário de transição energética global, o Brasil busca equilibrar o aproveitamento de seus recursos fósseis com o compromisso de reduzir as emissões de gases de efeito estufa. A descarbonização do setor de óleo e gás é uma das estratégias adotadas para alcançar esse objetivo. De acordo com o Relatório da Resolução CNPE nº 5/2022, medidas como a implementação de tecnologias de captura e armazenamento de carbono (CCUS), a redução do flaring e a melhoria na eficiência operacional são fundamentais para diminuir as emissões diretas (escopo 1) nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás. Além disso, a integração de projetos de óleo e gás com fontes de energia de baixo carbono é apontada como uma oportunidade para acelerar a transição energética no país.?
Com base nesse contexto, qual das alternativas abaixo melhor representa uma estratégia eficaz para a descarbonização do setor de óleo e gás no Brasil?

Com o avanço da transição energética e o crescimento da busca por fontes renováveis, muitos países têm discutido políticas para a redução da dependência de combustíveis fósseis. No Brasil, o setor de óleo e gás enfrenta desafios relacionados à sustentabilidade e à mitigação de impactos ambientais.
Qual das alternativas representa uma estratégia adotada pelo governo brasileiro ou pelas empresas do setor para reduzir os impactos ambientais da exploração e produção de petróleo?

A Lei nº 12.351/2010, que institui o regime de partilha de produção para a exploração de petróleo e gás natural em áreas do pré-sal, estabelece uma série de obrigações para as empresas contratadas. Uma dessas obrigações é o pagamento de um bônus independente da produção futura e do custo em óleo previsto. Conforme estabelece a Lei da Partilha, esse bônus que não é ressarcido ao contratado corresponde a:

Segundo a Lei nº 13.679/2018, é uma atividade realizada na exploração e produção de petróleo e gás natural pela PPSA como parte de suas responsabilidades:

No regime de partilha de produção, há um excedente em óleo que permanece após a dedução do custo em óleo. Essa parcela é dividida entre a União e a empresa contratada. Nesse contexto, a alíquota máxima de excedente em óleo ofertada à União em um contrato firmado sob partilha de produção é de:

Segundo a resolução ANP nº 17/2015, o plano de desenvolvimento deve ser submetido pelo contratado e deve atender a estratégia de explotação com o objetivo de:

Antes de repartir os lucros com a União, é previsto que a empresa recupere os investimentos realizados na exploração e produção por meio de uma parcela específica da produção, conhecida como "custo em óleo". Nesse contexto, no regime de partilha de produção, administrado pela PPSA, o termo "custo em óleo" é entendido como:

A atuação da PPSA no regime de partilha de produção vai além da gestão técnica e contratual dos consórcios. Com a alteração promovida pela Lei nº 13.679/2018, foi reforçada a responsabilidade da PPSA em acompanhar e verificar os projetos de exploração e desenvolvimento das jazidas petrolíferas localizadas no Polígono do Pré-Sal. Assim, conforme disposto na Lei nº 13.679/2018, a PPSA, na condição de gestora dos contratos de partilha de produção, cabe verificar:

A Lei nº 12.351/2010, conhecida como Lei da Partilha, estabelece as regras para a exploração e produção de petróleo e gás natural nas áreas do pré-sal e em outras consideradas estratégicas. Um dos principais dispositivos dessa legislação é a obrigatoriedade da participação da Petrobras como operadora nos consórcios formados para exploração sob o regime de partilha de produção, garantindo à empresa um papel central na condução das atividades. Segundo a Lei da Partilha, o percentual mínimo obrigatório de participação da Petrobras como operadora nos blocos licitados sob o regime de partilha de produção é de:

O gerente de projeto está trabalhando em uma equipe de projeto de uma plataforma de explotação de petróleo que possui a seguinte Estrutura Analítica do Projeto (EAP).

Após uma análise o gerente e sua equipe constataram que o total de pacotes de trabalho, o total de fases e o total de subfases desse projeto contabilizam, respectivamente: