anp - agência nacional do petróleo
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Workshop sobre o Regulamento Técnico ANP 3/2015
Em 30 de novembro de 2015 foi publicada a Resolução
ANP n° 50/2015 e o Regulamento Técnico ANP nº
3/2015, que passaram a constituir as regras para a
aplicação dos recursos relativos à Cláusula de Pesquisa,
Desenvolvimento e Inovação – P,D&I, presente nos
contratos para exploração, desenvolvimento e produção
de petróleo e gás natural.
A nova regulamentação estabelece as definições,
diretrizes e normas para a aplicação dos recursos em
P,D&I, incluindo a comprovação das atividades e
despesas realizadas pelas empresas petrolíferas em
cumprimento à cláusula contratual.
Em 23 de fevereiro de 2016, a ANP promoveu o
primeiro workshop técnico sobre a nova
regulamentação, que contou com a participação de 56
interessados. Estiveram presentes representantes de
diversas empresas petrolíferas (BG-Brasil, Brasoil,
Geopark, Inpex, ONGC, Petrobras, Petrogal, Petrorio,
Queiroz Galvão, Repsol, Sinochem, Shell e Statoil) e
organizações ligadas ao setor (Abespetro, Onip, IBP,
etc.), além do quadro técnico da ANP envolvido na
operacionalização das novas regras de P,D&I. O evento
teve por objetivo levantar as dúvidas sobre as novas
regras, fornecer esclarecimentos aos agentes, e discutir
o aprimoramento de aspectos operacionais da nova
legislação.
Tathiany Rodrigues Moreira de Camargo – Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico
Luciana Mesquita – Superintendente Adjunta
As dúvidas apresentadas pelos participantes
concentraram-se em questões técnicas e operacionais da
regulamentação, tais como limites para realização de
despesas em projetos de pesquisa e desenvolvimento,
formas de remuneração da equipe envolvida no projeto,
regras para propriedade intelectual e expectativas de
atuação do Comitê Técnico Científico – COMTEC.
A ANP, por sua vez, sinalizou estar aberta para o
recebimento de propostas e contribuições das empresas
petrolíferas para aperfeiçoar a regulamentação vigente.
Foi discutida a possibilidade de alteração no prazo de
transição entre o regulamento antigo e o atual,
estendendo-se o período para adaptação das empresas
na administração de suas carteiras de projetos sob as
novas regras.
Por fim, foi anunciada para março de 2016 a divulgação
das atualizações na primeira versão do Manual
Orientativo, documento que consolida as orientações da
agência para aplicação dos recursos relativos à Cláusula
de P,D&I. Nesta ocasião, também serão
disponibilizados três modelos de formulários padrão
para projetos – Relatório Técnico, Relatório Financeiro
e Relatório Consolidado Anual – a serem utilizados na
prestação de contas das despesas realizadas por parte
das empresas petrolíferas. Já a utilização de ferramenta
de envio, específica para o encaminhamento dos
relatórios, tem previsão para ser iniciada em Janeiro de
2017.
Entrevista: Ricardo Capllonch,
vencedor da categoria II do Prêmio ANP p.3
Obrigações de investimentos em P,D&I no
3º trimestre: R$ 250 milhões p.6
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
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EXPEDIENTE
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Diretora-geral Magda Maria de Regina Chambriard
Diretores José Gutman Waldyr Martins Barroso
Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico Tathiany Rodrigues Moreira de Camargo - Superintendente Luciana Maria Souza de Mesquita – Superintendente-Adjunta José Carlos Tigre – Assessor Técnico de Mercado e Política Industrial
Denise Coutinho da Silva – Assistente de Georreferenciamento
Secretárias Maria de Fátima Marinzeck Barreiros Rosane Cordeiro Lacerda Ramos
Coordenação de Projetos de P&D Anderson Lopes Rodrigues de Lima – Coordenador Geral Claudio Jorge Martins de Souza Leonardo Pereira de Queiroz Maria Regina Horn Ricardo Gandolpho da Rocha
Coordenação de Fiscalização de P&D Marcos de Faria Asevedo – Coordenador Geral Aelson Lomonaco Pereira Alex de Jesus Augusto Abrantes Jorge Eduardo de Campos Pinto Luiz Antonio Sá Campos Moacir Amaro dos Santos Filho Silvani Marques Junior
Coordenação de Formação e Capacitação Profissional Eduardo da Silva Torres – Coordenador Geral Bruno Lopes Dinucci Diego Gabriel da Costa Mirian Reis de Vasconcelos Rafael Cruz Coutinho Ferreira
Coordenação de Estudos Estratégicos Alice Kinue Jomori de Pinho – Coordenadora Geral Jacqueline Barboza Mariano Joana Duarte Ouro Alves José Lopes de Souza Krongnon Wailamer de Souza Regueira Márcio Bezerra de Assumpção Ney Mauricio Carneiro da Cunha Patricia Huguenin Baran Victor Manuel Campos Gonçalo
Elaboração Denise Coutinho da Silva Joana Duarte Ouro Alves Victor Manuel Campos Gonçalo
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
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“A entrada de produção de um FPSO dentro da data prevista paga com grande folga o custo maior da Boca de Sino Multifuncional”
Os recursos da Cláusula de P,D&I
estimulam a pesquisa, o
desenvolvimento tecnológico e a
inovação na indústria nacional de
petróleo e gás natural. Um dos
projetos financiados com esses
recursos e que foi vencedor da
categoria II do Prêmio ANP de
Inovação Tecnológica 2015 foi a
Boca de Sino¹ Multifuncional
(BSMF²), uma parceria entre o
Centro de Pesquisas e
Desenvolvimento da Petrobras
(Cenpes), a empresa Caldex e o
Laboratório de Análise e
Confiabilidade de Estruturas
Offshore da Coppe (Laceo). A
BSMF é uma estrutura de interface
entre riser³ e plataforma que
viabiliza a conexão de risers rígidos
ou flexíveis em um único suporte e
permite a alteração do ângulo de
chegada através da sua substituição,
inclusive com o FPSO4 na própria
locação, pois conta com uma placa
base padrão onde é afixada. Nessa
entrevista, Ricardo Capllonch,
engenheiro do Cenpes e
coordenador do projeto, fala sobre
seus maiores desafios e vantagens
para a indústria offshore.
O grande desafio para a
concepção do Sistema de
Suportação e Interfaces para
Risers (SSIR) foi a generalização
do contexto estrutural e
operacional, que junto com
outras medidas de padronização
contribuíram para que uma
Unidade Estacionária de
Produção (UEP) pudesse ser
produzida antes mesmo da
definição do arranjo de fundo de
um campo de produção. Isso
significa que a BSMF pode ser
empregada em qualquer tipo de
UEP e arranjo de fundo? Como
isso acontece e quais as vantagens
desse novo contexto?
Ricardo Capllonch: A BSMF pode
ser aplicada em qualquer tipo de
UEP, desde que esta tenha um
Balcony5 com sede de fixação
padronizada. Entretanto, foi
projetada mais especificamente
para os FPSOs que possuem cascos
longitudinais e que são mais
adequados para a construção dos
balcões que suportam as BSMFs
(relembrando que os FPSOs
formam a grande maioria das UEPs
da Petrobras). Um FPSO com o
conceito SSIR tem suas BSMFs
fabricadas para um determinado
arranjo de fundo (ângulos de topo e
azimute). Caso haja alteração no
arranjo ou realocação do FPSO,
trocam-se as BSMFs necessárias
para atender à nova realidade, sem
necessidade de obras
complementares no casco. A
substituição ou remanejamento de
BSMFs é feita a partir de uma
plataforma com guincho e cabos-
guia que se posiciona acima de cada
BSMFs para a operação pretendida.
Esta plataforma fica na altura do
convés do FPSO. A operação pode
ser feita com o FPSO docado no
cais ou já mesmo em sua locação.
Uma das vantagens da BSMF é
que a modularidade do sistema
desenvolvido reduz os riscos de
fabricação seriada de FPSOs. O
que isso significa em termos de
agilidade e redução de custos?
Ricardo Capllonch: A agilidade
começa e fica evidente quando a
engenharia básica tem que fazer o
projeto do FPSO. Com a BSMF,
não existe mais a etapa de
estimativa x correção do
dimensionamento dos I-Tubes6.
Uma vez construído, raciocinando
sob o ponto de vista estrutural, o
FPSO poderá ser realocado para
qualquer campo de produção sem
os traumas da necessidade de obras
para readaptação dos ângulos dos I-
Tubes. A BSMF e seu sistema de
fixação (Balcony) formam um
conjunto que emprega mais
tecnologia e aço do que o sistema
comum de bocas de sino + I-Tubes
sendo por isso mais caro.
Entretanto, principalmente no caso
de construção seriada, o custo de
fabricação das BSMFs pode ser
melhor negociado devido à escala
de produção. Mas a grande
economia vai aparecer na
previsibilidade de produção do
primeiro óleo. A entrada de
produção de um FPSO dentro da
data prevista paga com grande folga
o custo maior das BSMFs. Na
realidade, fica difícil estimar qual
seria o ganho da “não necessidade”
de redocagem para remanejamento
de um FPSO com I-Tubes. O que
estou querendo dizer é que existe
uma imponderabilidade difícil de
quantificar. Quando um FPSO é
construído, não é esperado que haja
necessidade de grandes
modificações em relação ao projeto
original, mas uma vez sendo
necessária, não só os custos da
obra, mas certamente o lucro
cessante devido à produção do
primeiro óleo fora do prazo, já
justificaria a adoção de um
equipamento mais caro que
eliminasse esta necessidade.
ENTREVISTA – Ricardo Capllonch
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Ricardo Capllonch, engenheiro mecânico sênior do
setor de Tecnologia de Dutos e Risers do Cenpes
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
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Cada BSMF é construída com o
azimute, ângulo de topo7 e bordo
de chegada de seu respectivo
riser. Sua fixação é feita em uma
Estrutura Balcão (Balcony), que
substitui os antigos I-Tubes, no
costado de bombordo. Qual a
vantagem de se substituir os
antigos I-Tubes pela Estrutura
Balcão (Balcony) no costado de
bombordo?
Ricardo Capllonch: O costado de
bombordo é o adotado pela
Petrobras fundamentalmente por
condições brasileiras de mar x
fundeio e não influencia na decisão
de empregar I-Tubes ou BSMFs. A
vantagem do Balcony x BSMF
aparece principalmente no caso de
construção seriada ou quando os
dados de arranjo de fundo não estão
bem definidos. O emprego do
conjunto de I-Tubes e bocas de sino
tradicionais ainda é mais atraente
caso haja uma boa definição do
arranjo de fundo.
Como foi a participação de cada
instituição/empresa no
desenvolvimento do projeto
BSMF: Cenpes/Petrobras, Caldex
e Coppe/Laceo?
Ricardo Capllonch: O Cenpes
desenvolveu o projeto do conjunto
BSMF + Balcony, a Coppe/Laceo
fez a análise estrutural da BSMF (os
cálculos dos Balconys foram feitos
pelas equipes de implantação dos
cascos nos estaleiros). A construção
de um protótipo do conjunto foi
necessária para comprovar as
simulações de assentamento e
retirada da BSMF de sua base no
Balcony. Durante a construção do
protótipo pela Caldex foram feitos
ajustes construtivos fundamentais
para sua posterior fabricação seriada.
A Caldex também providenciou toda
a logística e operou, sob orientação
do Cenpes, todo o aparato para os
testes: guindastes, pátio, pessoal etc.
A BSMF foi um projeto de
grande destaque do Cenpes.
Existem outros projetos de
mesmo vulto em andamento?
Ricardo Capllonch: Existem
novos projetos que deverão
produzir um razoável impacto,
principalmente na forma de operar
as bocas de sino, todos com o
objetivo de redução de custos
operacionais.
A fabricação de uma grande
quantidade de BSMFs para
serem entregues em curto espaço
de tempo e atender ao
cronograma de entrada de
produção dos FPSOs exigiu um
estudo minucioso sobre a
capacidade fabril e logística da
indústria nacional. Qual foi o
resultado desse estudo? As
empresas nacionais conseguiram
atender com agilidade e
qualidade as demandas de
fabricação?
Ricardo Capllonch: A equipe de
Materiais da Petrobras avaliou a
capacidade fabril de mais de dez
empresas nacionais levando em
consideração sua expertise na
fabricação de estruturas, usinagem
e logística. O estudo mostrou que
seriam necessárias mais de uma
empresa para entregar todo o
pedido (de BSMFs) dentro do prazo
e com a qualidade requeridos. Feita
a licitação foram selecionadas três
empresas. O acerto do estudo ficou
comprovado, pois apesar de alguns
“incidentes” de percurso, os
pedidos assinados foram todos
entregues dentro do prazo.
Como o senhor avalia o atual
momento do setor de petróleo e
gás brasileiro?
Ricardo Capllonch: O período de
"turbulência" que estamos passando
deverá cessar, mas talvez o preço
do barril não retorne aos níveis
anteriores. Neste caso, fica evidente
a necessidade de uma maior
agilidade na disponibilização de
novas tecnologias que
proporcionem redução de custos.
Ricardo Wagner Capllonch é graduado em Engenharia Mecância (1979) pela PUC-Rio, com mestrado (1993) pela Coppe/UFRJ. Trabalhou como
engenheiro de projetos na CBP Michelin por cinco anos, passando a integrar o quadro de funcionários do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento
Leopoldo A. Miguez de Mello (Cenpes) em 1987. Possui sólido conhecimento na modelagem e simulação computacional de sistemas de multicorpos
(mecanismos) submarinos. Participa de projetos de pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias a serem empregadas na produção de petróleo.
Assina mais de trinta patentes no Brasil e exterior.
Leia o glossário da entrevista na próxima página.
“O período de
‘turbulência’ deverá
cessar, mas talvez o
preço do barril não
retorne aos níveis
anteriores. Neste
caso, fica evidente a
necessidade de uma
maior agilidade na
disponibilização de
novas tecnologias
que proporcionem
redução de custos”
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
5
1 - Bocas de sino: servem para suportar enrijecedores de
curvatura que são necessários para proteger os risers de
desgaste prematuro em uma região crítica de contato
com o FPSO. Esta região está próxima ao fundo do
casco, portanto, sempre submersa.
2 - BSMF – Boca de Sino Multifuncional: trata-se de
um modelo mais recente de boca de sino. Possui uma
base de assentamento padronizada e é construída de
acordo com os ângulos de topo e azimute de cada riser.
3 - Riser – Seção de duto submarino, que transporta óleo
e gás, e segue do fundo do mar até o FPSO.
4 - FPSO – Float Production Storage Offloading:
navio que trabalha ancorado recebendo, armazenando e
transferindo para outros navios a produção de óleo do
fundo do mar. É um tipo de Unidade Estacionária de
Produção(UEP) de óleo e gás.
5 – Balcony (balcão): Estrutura em forma de varanda
que serve para suportar as BSMFs. As sedes (aberturas)
para fixação das BSMFs são padronizadas, podendo
receber qualquer BSMF de qualquer fabricante e
características individuais de ângulos de topo e azimute.
O Balcony substitui o conjunto de I-Tubes de um FPSO
quando este emprega as BSMFs.
6 - I-Tubes: são estruturas fixas ao casco do FPSO em
cujos flanges são presas as bocas de sino tradicionais
(que não sejam as BSMFs). São confeccionados em aço
e projetados levando em consideração as características
de cada riser e já acomodam os ângulos de topo e
azimute. O projeto de engenharia do casco de um FPSO,
no que diz respeito aos I-Tubes, depende de dados a
serem obtidos dos estudos do campo de produção que
nem sempre estarão disponíveis no momento adequado
(ao projeto). Na realidade, os FPSOs tradicionais que
empregam I-Tubes têm seus projetos de engenharia
básica antecipados, “estimando-se” os dados de risers
tendo como base FPSOs que operam em condições
similares ao novo projeto. Não existe outra forma de
procedimento para atender aos cronogramas de produção
antecipada do primeiro óleo.
7 – Azimute e ângulo de topo: os risers chegam junto
ao casco, cada um formando um par de ângulos em
relação ao casco do FPSO: azimute e ângulo de topo. O
conjunto dos risers forma um leque aberto para o fundo
do mar e cada riser é uma das varetas deste leque. Cada
vareta forma um ângulo específico em relação à mão do
usuário (casco do FPSO). Portanto, estes ângulos
(azimute e topo) são uma característica de cada riser,
além de seus respectivos diâmetros e estruturas internas
conforme a profundidade e fluido a transportar. A
especificação de cada riser, incluindo os ângulos de
azimute e topo, depende de um estudo minucioso do
campo de produção como a localização dos poços
produtores e injetores, profundidade de cada poço,
vazão, tipo de fluido, localização do FPSO em relação
aos poços e uma infinidade de outros quesitos.
Principalmente devido aos ângulos de topo e azimute
(mas não somente, pois outros fatores como a planta de
produção influenciam sobremaneira), cada FPSO estará
“amarrado” ao seu campo de produção. Para qualquer
alteração de localização, o navio terá que retornar ao
dique seco para sofrer as modificações necessárias. Esta
limitação levou ao projeto de um sistema (SSIR) de boca
de sino (BSMF) e sua forma de fixação ao casco
(Balcony) que pudesse oferecer maior versatilidade à
construção de um FPSO principalmente no caso da
construção seriada, como no caso dos FPSOs
Replicantes. A padronização das sedes de fixação das
BSMFs nos balcões, a padronização das bases das
BSMFs e a capacidade das BSMFs de poderem ser
alternadas de suas sedes ou substituídas, mesmo com o
FPSO na locação e sem necessidade de obras
complementares, permite a versatilidade pretendida.
Caso um FPSO tenha que ser realocado ou o arranjo de
fundo seja modificado após a construção do casco,
podem-se reposicionar as BSMFs ou mesmo substituí-
las conforme o novo projeto de arranjo de fundo,
consequentemente, dos risers.
GLOSSÁRIO DA ENTREVISTA
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
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Obrigação de investimentos em P,D&I gerada em 2015 foi de R$ 1 bilhão
Com o resultado apurado no 4º
trimestre de 2015, as obrigações de
investimento em P,D&I, referentes
aos contratos de concessão,
acumuladas em 2015 alcançaram o
valor de R$ 1,03 bilhão. Assim, de
1998 a 2015 foram gerados R$11,2
bilhões em obrigações.
No último trimestre de 2015 foram
gerados R$ 249,6 milhões em
obrigações de investimentos, que
representa uma redução com relação
aos trimestres anteriores. Apesar do
aumento verificado na produção de
petróleo, o valor das obrigações
geradas foi afetado pela queda do
preço do barril de petróleo nesse
período.
As Outras Concessionárias
continuam aumentando sua
participação relativa. No ano de 2015
elas geraram 13,3% das obrigações,
contra 5,03% considerando o
montante acumulado no período de
18 anos.
A expectativa para 2016 é de que o
nível de produção de petróleo se
mantenha e, assim sendo,
considerando o preço do barril sem
alterações significativas, o valor da
obrigação gerada permaneceria no
mesmo patamar de 2015 para os
contratos de concessão vigentes.
O prazo limite para a realização dos
investimentos em P,D&I relativo ao
período de 2015 é 30 de junho de
2016. As tabelas ao lado informam
as obrigações de investimentos em
P,D&I da Petrobras e das outras
concessionárias de 1998 até 2015.
Obrigação de investimentos em P,D&I gerada por ano (em R$)
Ano Petrobras Outras Concessionárias Total
1998 1.884.529 - 1.884.529
1999 29.002.556 - 29.002.556
2000 94.197.339 - 94.197.339
2001 127.274.445 - 127.274.445
2002 263.536.939 - 263.536.939
2003 323.299.906 - 323.299.906
2004 392.585.953 11.117.686 403.703.639
2005 506.529.318 2.279.136 508.808.454
2006 613.841.421 2.547.915 616.389.336
2007 610.244.146 6.259.121 616.503.266
2008 853.726.089 7.132.144 860.858.233
2009 633.024.264 5.858.020 638.882.284
2010 735.337.136 11.579.885 746.917.020
2011 990.480.683 41.416.212 1.031.896.895
2012 1.148.763.766 77.922.925 1.226.686.691
2013 1.161.786.262 98.080.695 1.259.866.956
2014 1.246.469.446 161.095.785 1.407.565.231
2015 894.001.057 136.955.340 1.030.956.397
TOTAL 10.625.985.254 562.244.862 11.188.230.116
Fonte: SPG/ANP. Nota: Esses valores ainda não contemplam as auditorias efetuadas pela SPG/ANP.
Obrigação de Investimentos em P,D&I gerada – Outras Concessionárias (em R$)
Concessionária 2014 2015 Acumulado*
BG Brasil 51.354.989 78.184.736 172.875.377
Repsol-Sinopec 18.732.336 28.304.710 84.285.947
Statoil 31.730.903 - 83.209.045
Sinochem 21.153.935 - 55.472.696
Petrogal 13.580.330 19.032.623 49.947.214
Chevron - - 27.711.795
Shell 7.541.569 - 23.869.727
Queiroz Galvão 4.806.007 4.369.646 23.604.489
Frade Japão - - 9.780.656
Parnaíba Gas Natural 1.762.701 3.585.092 6.546.595
Brasoil Manati 1.068.002 971.032 5.245.442
GeoPark Brasil 1.068.002 971.032 5.245.442
ONGC Campos Ltda. 4.072.447 - 4.951.848
QPI Brasil Petróleo 3.469.122 - 3.469.122
BPMB Parnaiba (ex-Petra) 755.443 1.536.468 2.805.684
BP do Brasil - - 1.934.271
Maersk Oil - - 1.289.514
Total 161.095.785 136.955.340 562.244.862
Fonte: SPG/ANP. * De 1998 a 2015. Nota: Esses valores ainda não contemplam as auditorias efetuadas pela SPG/ANP.
OBRIGAÇÃO DE INVESTIMENTO EM P,D&I
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
7
Duas unidades de pesquisa foram credenciadas em janeiro
Com o credenciamento de mais duas unidades de
pesquisa no mês de janeiro, é de 674 o número de
unidades de pesquisa credenciadas segundo a
regulamentação vigente. Estas unidades de pesquisa
representam o total de 118 instituições de P,D&I
credenciadas pela ANP.
Para executar projetos com recursos oriundos da
Cláusula de Investimento em P,D&I, as instituições
interessadas devem ser credenciadas pela ANP. O
credenciamento é o reconhecimento formal de que a
instituição atua em atividades de pesquisa e
desenvolvimento em áreas de relevante interesse para o
setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, e que
possui infraestrutura e condições técnicas e operacionais
adequadas para seu desempenho. Uma vez credenciada,
a instituição se torna apta a receber recursos
provenientes da cláusula presente nos contratos para
exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e
gás natural.
O credenciamento de instituições de P,D&I por parte da
ANP obedece as regras, as condições e os requisitos
técnicos estabelecidos pela Resolução ANP nº 47/2012,
alterada pela Resolução ANP nº 36/2014, e o respectivo
Regulamento Técnico ANP nº 7/2012. O processo de
credenciamento consiste em quatro etapas: cadastro de
informações e envio da solicitação por intermédio do
Sistema de Gestão de Investimento em Pesquisa e
Desenvolvimento (Siped) no sítio na ANP na internet;
protocolo, no escritório central da ANP, do documento
de solicitação gerado no sistema; avaliação da
solicitação, que consiste em análise técnica do pedido e,
a critério da ANP, em visita técnica à instituição; e
emissão de parecer e formalização da decisão do
credenciamento.
A instituição interessada pode apresentar a solicitação
de credenciamento a qualquer tempo, pois o processo é
contínuo, não havendo data limite para seu
encerramento. Uma mesma instituição pode ter mais de
uma unidade de pesquisa credenciada, em função das
peculiaridades de sua estrutura organizacional e das
atividades de P,D&I por ela desenvolvidas.
No sítio da ANP, no endereço www.anp.gov.br >>
Pesquisa e Desenvolvimento >> Credenciamento das
Instituições de P,D&I, podem ser acessados as
Resoluções ANP e o Regulamento Técnico ANP nº
7/2012, bem como arquivo tutorial contendo instruções
para acesso ao Siped e preenchimento dos dados.
Esclarecimentos podem ser obtidos pelo e-mail:
credenciamentop&[email protected] unidades de
pesquisa de instituições credenciadas podem ser
consultadas no sítio da ANP, no endereço
www.anp.gov.br >> Pesquisa e Desenvolvimento >>
Instituições Credenciadas.
O sistema permite realizar consultas por Unidade
Federativa, área de pesquisa, temas, ou ainda listar todas
as unidades de pesquisa das instituições credenciadas.
Além disso, estão disponibilizadas informações dos
coordenadores e equipe técnica de cada unidade de
pesquisa e a cópia da autorização publicada no Diário
Oficial da União com a relação de linhas de pesquisa em
que a unidade atua.
A figura a seguir mostra a localização regional das
instituições credenciadas pela ANP até 31/01/2016,
segundo regulamentação vigente.
CREDENCIAMENTO EM P&D
Edição nº 30 – Fevereiro de 2016
8
Fonte: SPD/ANP