O setor brasileiro de óleo e gás entrou em 2026 produzindo 4,475 milhões de barris de petróleo por dia e 217,35 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, um crescimento de 19,1% na produção de petróleo em doze meses.
Esse crescimento chega junto com uma reconfiguração completa do ambiente regulatório: nova Lei Geral do Licenciamento Ambiental em vigor desde fevereiro, regime de leniência reescrito em dezembro de 2025, reporte de sustentabilidade da CVM convertido em "pratique ou explique"em maio de 2026, mercado regulado de carbono em fase de estruturação e resolução de metano da ANP prevista para dezembro.
A leitura estratégica desse conjunto é contraintuitiva. Quanto mais o ambiente afrouxa a obrigatoriedade formal de reportar, mais o compliance importa. Porque o que o mercado passa a comprar não é o relatório, é a capacidade demonstrável de produzir evidência auditável de forma contínua. E essa capacidade é um problema de governança, não de comunicação.
Este guia mostra, com base em fontes primárias, por que o compliance é a estrutura que sustenta os pilares ambiental e social do ESG em óleo e gás, quais decisões precisam ser tomadas agora pelas lideranças, e o que profissionais de QSMS, SGI, ESG e compliance devem executar nos próximos doze meses para converter conformidade em valor competitivo.
Existe uma leitura confortável e errada do ESG em óleo e gás. Nela, o "E" é um problema de engenharia e de inventário de emissões, o "S" é um problema de relacionamento comunitário e de segurança do trabalho, e o "G" é o capítulo do relatório que fala de conselho de administração, código de conduta e canal de denúncias. Três frentes paralelas, três orçamentos, três donos.
Essa leitura falha por uma razão estrutural. Nenhuma afirmação ambiental ou social de uma empresa de exploração e produção sobrevive ao escrutínio sem três coisas que só a governança entrega: um dado rastreável até a fonte, um responsável identificável pela sua produção, e um controle que impede que o dado seja alterado sem registro. Sem isso, o inventário de gases de efeito estufa é uma estimativa, a taxa de frequência de acidentes é uma declaração, e a meta de redução de metano é uma intenção.
Governança, no vocabulário técnico, é exatamente a disciplina que produz esses três elementos. A ABNT NBR ISO 37000:2021 trata governança como o sistema pelo qual a organização é dirigida, supervisionada e responsabilizada, e a ISO 37005:2024 foi publicada especificamente para orientar o desenvolvimento de indicadores de governança efetiva. Não é acaso que o setor tenha ganhado normas de indicadores de governança antes de ganhar consenso sobre métricas ambientais setoriais.
A consequência prática dessa inversão é direta. Quando uma empresa de óleo e gás decide investir em ESG, o retorno mais alto por real investido não está no projeto de descarbonização, está na arquitetura de compliance que torna aquele projeto verificável, financiável e defensável. O projeto sem a arquitetura vira anúncio. A arquitetura sem o projeto ainda entrega redução de risco, elegibilidade contratual e velocidade regulatória.
É por isso que compliance no setor de óleo e gás deixou de ser uma função de controle e passou a ser uma função de posicionamento competitivo. E é por isso que os profissionais que dominam essa arquitetura, os times de QSMS, SGI, ESG e integridade, deixaram de ser guardiões de risco para se tornarem os únicos capazes de transformar exigência regulatória em ativo estratégico.
Há uma diferença de consequências entre as duas formas de levar o tema à diretoria.
A primeira: "precisamos investir em compliance para evitar multas". Essa é uma conversa de custo. Ela compete com capex produtivo, ou seja o capital que a empresa investe para a produção, e perde.
A segunda: "temos hoje 17 práticas de gestão exigidas pela ANP, 22 temas materiais definidos pelo padrão GRI do setor, 15 parâmetros de programa de integridade previstos em decreto federal e 10 áreas de avaliação da CGU. Setenta por cento dessas exigências pedem o mesmo artefato: um dado de campo rastreável com responsável e prazo. Podemos produzir esse dado uma vez e usá-lo em quatro regimes, ou produzi-lo quatro vezes." Essa é uma conversa de eficiência de capital e de arbitragem regulatória. Ela ganha.
A segunda conversa só é possível para quem conhece os quatro regimes em detalhe. É exatamente aí que está o protagonismo do profissional de compliance, ESG e SGI.
Nenhuma das mudanças a seguir é isolada. Juntas, elas deslocam o eixo do ESG em óleo e gás da divulgação para a evidência.
A Lei nº 15.190, de 8 de agosto de 2025 entrou em vigor após 180 dias da publicação, conforme o art. 67, o que a colocou em aplicação a partir de fevereiro de 2026. Ela criou sete modalidades de licença no art. 5º, incluindo a Licença por Adesão e Compromisso (LAC), um rito autodeclaratório com condicionantes pré-estabelecidas.
O detalhe decisivo para o setor está no art. 22, inciso IV, alínea "k": atividades localizadas no mar territorial estão expressamente excluídas da LAC. Ou seja, exploração e produção offshore continuam submetidas ao rito ordinário, com estudos ambientais completos e prazos de análise longos.
Vale registrar o percurso legislativo, porque ele indica instabilidade futura: o núcleo do art. 22 foi vetado na sanção e restaurado pela derrubada do Veto nº 29/2025, deliberado em 27 de novembro de 2025, com 59 dispositivos rejeitados e promulgação das partes vetadas em 8 de dezembro de 2025. Em seguida, a Lei nº 15.300, de 22 de dezembro de 2025 criou a Licença Ambiental Especial (LAE), com prazo total máximo de 12 meses e EIA/RIMA obrigatório, aplicável a atividades estratégicas definidas por decreto.
A Resolução CONAMA nº 23/1994 e a Portaria MMA nº 422/2011, que estruturam o licenciamento de exploração e produção (E&P) marítimo com Licença Prévia para Perfuração (LPper), Licença Prévia de Produção para Pesquisa (LPpro), Licença de Instalação (LI) e Licença de Operação (LO) e prazos de decisão do Ibama de 6 a 12 meses, não foram revogadas pela nova lei geral. O resultado é um período de coexistência normativa que exige controle documental muito mais fino do que o setor praticava.
Leitura estratégica: em um regime onde o rito simplificado está fechado para o offshore e o rito ordinário demora de 6 a 12 meses por licença, a variável que a empresa controla não é o prazo do órgão ambiental. É a qualidade do próprio protocolo. Se o protocolo for completo, a empresa entra na fila uma vez. Já se o protocolo for incompleto, a empresa precisa recomeçar a cada necessidade de licença. Gestão de condicionantes e de compromissos corporativos passa a ser uma alavanca de cronograma de projeto, não uma tarefa administrativa.
Este é o vetor menos comentado e o mais relevante para a diretoria. A Portaria Normativa Interministerial CGU/AGU nº 1, de 19 de dezembro de 2025, publicada no DOU de 23 de dezembro de 2025, reorganizou os incentivos dos acordos de leniência (texto integral; comunicado da CGU).
Os pontos que alteram cálculo de risco:
A consequência é operacional. O valor econômico do programa de integridade deixou de ser apenas defensivo e passou a ser condicional: sem programa comprovado e sem capacidade de detectar em tempo, a empresa não tem acesso ao maior desconto disponível no ordenamento. A janela de 12 meses transforma a maturidade do canal de denúncias e da investigação interna em variável financeira mensurável.
O Brasil foi o primeiro país do mundo a adotar as normas do ISSB, incorporadas pela Resolução CVM nº 193, de 20 de outubro de 2023 como CBPS 01 (IFRS S1) e CBPS 02 (IFRS S2), com obrigatoriedade prevista para exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2026.
Em 29 de maio de 2026, a Resolução CVM nº 244 alterou esse desenho (comunicado oficial da CVM). O que passa a valer:
Há uma armadilha de interpretação aqui. A leitura preguiçosa diz "o reporte deixou de ser obrigatório, então podemos desacelerar". A leitura correta é oposta, por três motivos.
Primeiro, a trava de três exercícios torna a decisão de reportar praticamente irreversível no curto prazo. Uma empresa que declara adesão sem ter dado auditável fica exposta por três anos consecutivos.
Segundo, o modelo pratique ou explique desloca o escrutínio para a explicação. Quem não reporta precisa dizer ao mercado por que não reporta, e essa declaração será lida por bancos, seguradoras, compradores e agências de rating.
Terceiro, e mais importante: a obrigatoriedade regulatória nunca foi a principal fonte de demanda por dado ESG no setor de óleo e gás. Contratos, financiamento e qualificação de fornecedor são. Um comprador europeu, um banco signatário dos Equator Principles e um operador em processo de qualificação de EPCista não consultam a Resolução CVM antes de pedir evidência.
A Lei nº 15.042, de 11 de dezembro de 2024, instituiu o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE). O art. 30 define dois limiares: operadores de fontes ou instalações acima de 10.000 tCO₂e por ano ficam sujeitos a monitoramento e relato; acima de 25.000 tCO₂e por ano, ao regime completo, com plano de monitoramento, relato e conciliação periódica de ativos.
Não há exclusão setorial para exploração, produção ou refino. Instalações do setor entram pelo regime geral se superarem os limiares. O art. 37 prevê multa para pessoa jurídica com máximo de 3% do faturamento bruto do exercício anterior, elevável a 4% em reincidência, além de embargo, suspensão de atividade e proibição de contratar com a administração por três anos.
O Comitê Técnico Consultivo Permanente do SBCE foi instalado em 24 de março de 2026, com meta de concluir as normas da primeira fase até dezembro de 2026. O cronograma declarado pelo governo prevê início do reporte de emissões em 2027 e fase transacional plena em 2030.
O ponto para as lideranças: entre a norma e a primeira conciliação de ativos existe uma janela de construção de sistema de medição, relato e verificação. Empresas que chegam a 2027 com inventário estimado por fatores genéricos pagam mais, porque estimativa conservadora significa cota comprada a mais.
Este é o vetor de maior impacto técnico no médio prazo. A Agenda Regulatória ANP 2025-2026, ação 1.17, prevê a criação de resolução voltada à redução de emissões de metano, com estudos iniciados em maio de 2025 e conclusão prevista para dezembro de 2026.
A Consulta Prévia ANP nº 4/2025, publicada em 22 de setembro de 2025 com participação de 17 organizações, aponta os instrumentos em estudo: programas LDAR (detecção e reparo de vazamentos), sistemas MRV e MMRV com monitoramento contínuo, medição direta evoluindo para os níveis 4 e 5 do OGMP 2.0, verificação independente por entidades acreditadas e reporte anual alinhado a IPCC, GHG Protocol e OGMP 2.0.
O contexto internacional explica a direção. O IEA Global Methane Tracker 2026 atribui ao setor de óleo e gás 81 Mt de emissões de metano em 2025 (45 Mt de óleo e 36 Mt de gás), dentro de um total de 124 Mt do setor de combustíveis fósseis, e estima que cerca de 30 Mt do metano de combustíveis fósseis poderiam ser evitadas sem custo líquido, considerando os preços médios de energia de 2025.
O OGMP 2.0, programa do PNUMA que reúne mais de 150 organizações representando mais de 42% da produção global, estrutura o reporte em cinco níveis: do nível 1 (figura agregada com fatores genéricos) ao nível 5 (reconciliação do inventário detalhado com medições independentes em nível de site). O Gold Standard reconhece empresas que atingem os níveis 4 e 5 em até três anos para ativos operados e cinco anos para não operados, com meta de redução e plano crível.
Leitura estratégica: a distância entre nível 1 e nível 4 não é tecnológica, é de governança de dado. Sensor sem cadeia de custódia de medição, sem responsável designado, sem plano de ação vinculado ao desvio e sem trilha de auditoria não produz reporte nível 4. Produz planilha.
A Diretiva (UE) 2026/470, de 24 de fevereiro de 2026, publicada no Jornal Oficial em 26 de fevereiro e em vigor desde 18 de março de 2026, consolidou o pacote de simplificação da CSRD e da CSDDD (EUR-Lex).
O escopo final da CSDDD passou a abranger empresas da UE com mais de 5.000 empregados e mais de 1,5 bilhão de euros de faturamento líquido, e empresas de terceiros países com 1,5 bilhão de euros gerados na UE. A transposição pelos Estados-Membros vai até 26 de julho de 2028, com aplicação a partir de 26 de julho de 2029. Duas mudanças substantivas importam: a abordagem baseada em risco substituiu o mapeamento integral da cadeia de valor, e o regime harmonizado de responsabilidade civil da UE foi removido, deslocando a responsabilidade para o direito nacional de cada Estado-Membro.
Para fornecedores brasileiros de óleo e gás, o efeito prático é específico. Quase nenhum atinge os limiares diretos. Mas compradores europeus dentro do escopo (majors, tradings, EPCistas) continuam repassando cláusulas de diligência, auditoria e direito de rescisão. E a abordagem baseada em risco, ao permitir foco, aumenta o escrutínio exatamente onde o risco é reconhecidamente alto. Óleo e gás brasileiro figura nessa lista por corrupção, direitos humanos, condições de trabalho em estaleiros e operação offshore.
Aqui está a maior oportunidade estratégica não capturada no setor.
A Resolução ANP nº 43, de 6 de dezembro de 2007, instituiu o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional (SGSO) para instalações marítimas de perfuração e produção. Foi o primeiro regulamento de segurança operacional do Brasil. Está estruturado em 17 práticas de gestão orientadas a desempenho, distribuídas em três capítulos:
Liderança, pessoal e gestão: cultura de segurança, compromisso e responsabilidade gerencial; envolvimento do pessoal; qualificação, treinamento e desempenho do pessoal; ambiente de trabalho e fatores humanos; seleção, controle e gerenciamento de contratadas; monitoramento e melhoria contínua do desempenho; auditorias; gestão da informação e da documentação; investigação de incidentes.
Instalações e tecnologia: projeto, construção, instalação e desativação; elementos críticos de segurança operacional; identificação e análise de riscos; integridade mecânica; planejamento e gerenciamento de grandes emergências.
Práticas operacionais: procedimentos operacionais; gerenciamento de mudanças; práticas de trabalho seguro e procedimentos de controle em atividades especiais.
Leia essa lista de novo com olhos de compliance officer. Compromisso e responsabilidade gerencial. Treinamento periódico. Gestão de contratadas. Auditorias. Gestão documental. Investigação de eventos. Gerenciamento de mudanças. Monitoramento contínuo.
Agora compare com os 15 parâmetros de avaliação de programa de integridade do art. 57 do Decreto nº 11.129/2022: comprometimento da alta direção; padrões de conduta e políticas; extensão a terceiros; treinamentos e comunicação periódicos; gestão adequada de riscos com reavaliação periódica; registros contábeis; controles internos; procedimentos para licitações; independência e autoridade da instância de integridade; canais de denúncia com proteção ao denunciante; medidas disciplinares; pronta interrupção e remediação; diligências baseadas em risco para terceiros; verificação de integridade em fusões e aquisições; monitoramento contínuo.
São dois regulamentos escritos por autoridades diferentes, com finalidades diferentes, e a arquitetura é a mesma: política, risco avaliado, controle designado, treinamento, evidência documental, auditoria, tratamento de desvio, melhoria contínua.
O restante do regime ANP segue a mesma lógica. A Resolução ANP nº 2/2010 trata da integridade estrutural de instalações terrestres de produção, armazenamento e transferência, exigindo Documentação de Segurança Operacional com até 90 dias de antecedência do início de operação. A Resolução ANP nº 46/2016 institui o regime de integridade de poços (SGIP) para poços marítimos e terrestres em todo o ciclo de vida. A Resolução ANP nº 41/2015 cobre sistemas submarinos. A Resolução ANP nº 6/2011 trata de dutos terrestres.
E a fiscalização foi desenhada sobre o sistema de gestão, não sobre o item isolado. A Resolução ANP nº 851, de 20 de setembro de 2021, regulamenta o procedimento de fiscalização "baseado na avaliação da eficácia do sistema de gestão implementado, na identificação e na verificação de saneamento de não conformidades". Situações de risco grave e imediato são classificadas como não conformidades críticas, que autorizam interdição total ou parcial da instalação.
Para 2026, a ANP aprovou plano de 123 fiscalizações de campo, 36.444 fiscalizações remotas, 28 pré-autorizações e auditorias pré-operacionais em 7 unidades. A escala de fiscalização remota tem uma implicação que passa desapercebida: fiscalização remota é fiscalização documental. Ela mede a qualidade do seu acervo, não a da sua operação.
A Consulta Pública ANP nº 2/2022 apresentou minuta de Regulamento Técnico único de SGSO cobrindo instalações marítimas e terrestres, com apêndices para integridade de poços, dutos terrestres e sistemas submarinos, também organizado em 17 práticas de gestão. Até o fechamento deste conteúdo essa minuta não havia sido convertida em resolução, e a ação 1.14 da Agenda Regulatória permanece em desenvolvimento.
Empresa que estrutura hoje o SGSO como sistema de gestão integrado, com requisitos vinculados a controles e evidências, atravessa a consolidação com um exercício de remapeamento. Empresa que mantém SGSO como conjunto de procedimentos em pastas atravessa a consolidação com um projeto.
Este é o artefato central de um SGI QSMS-RS em óleo e gás maduro: uma tabela única que liga cada dado de campo aos regimes que o consomem.
O GRI 11: Oil and Gas Sector 2021 define 22 temas materiais prováveis para o setor, de uso exigido para empresas do setor que reportam em conformidade com os padrões GRI desde 1º de janeiro de 2023. Entre eles: emissões de GEE; adaptação, resiliência e transição climática; emissões atmosféricas; biodiversidade; resíduos; água e efluentes; encerramento e reabilitação; integridade de ativos e gestão de incidentes críticos; saúde e segurança ocupacional; práticas de emprego; não discriminação e igualdade de oportunidades; trabalho forçado e escravidão moderna; liberdade de associação; impactos econômicos; comunidades locais; direitos a terra e recursos; direitos de povos indígenas; conflito e segurança; comportamento anticompetitivo; anticorrupção; pagamentos a governos; políticas públicas.
Do lado do mercado de capitais, o Industry-based Guidance do IFRS S2 cobre o setor em três volumes (Exploration & Production, Midstream, Refining & Marketing), herdados das normas SASB, com categorias de divulgação que incluem emissões de GEE, qualidade do ar, gestão de água, impacto ecológico, relações com comunidades, saúde e segurança da força de trabalho com segurança de processo, e ética e transparência nos negócios.
Veja como um único dado atravessa cinco regimes:
A tabela acima é o coração da resposta à pergunta que investidores e bancos fazem no setor. Não é "qual é sua meta". É "mostre o caminho do número até a fonte".
A segurança de processo é o indicador que melhor conecta operação e valuation em óleo e gás, e o setor tem benchmark consolidado. O IOGP publica anualmente indicadores de desempenho de segurança agregados do setor: fatalidades, FAR (taxa de acidentes fatais por milhão de horas trabalhadas), TRIR, LTIF e eventos de segurança de processo Tier 1 e Tier 2. Nos dados de 2024, o setor registrou 32 fatalidades e FAR de 0,77 por milhão de horas trabalhadas, com 4.159 milhões de horas trabalhadas.
Os limiares Tier 1 e Tier 2 vêm da API RP 754 (American Petroleum Institute). Tier 1 é o evento de perda de contenção primária de maior consequência, incluindo morte ou afastamento, hospitalização de terceiro, ou incêndio e explosão com dano direto acima de patamar definido na norma. Tier 2 é a perda de contenção de menor consequência, tratada como indicador preditivo.
Isso significa que segurança como indicador ESG não é uma tradução forçada. É o indicador que o setor já produz, que tem benchmark internacional, que investidor entende e que se degrada visivelmente antes de um acidente maior. Quem controla a qualidade desse dado controla a narrativa de risco da empresa.
Para a conversa com o conselho, o argumento precisa ser financeiro. São cinco linhas onde compliance em óleo e gás produz efeito mensurável.
O art. 6º, I, da Lei nº 12.846/2013 prevê multa de 0,1% a 20% do faturamento bruto do exercício anterior à instauração do processo, excluídos tributos, nunca inferior à vantagem auferida. Quando não é possível usar o critério de faturamento, o § 4º fixa faixa de R$ 6 mil a R$ 60 milhões. A responsabilização é objetiva, nos termos dos arts. 1º e 2º: não depende de culpa da pessoa jurídica.
O Decreto nº 11.129/2022 quantifica a dosimetria. O art. 22 lista fatores de aumento: até 4% por concurso de atos lesivos, até 3% por tolerância de pessoas do corpo diretivo, até 4% por interrupção de serviço público ou descumprimento de requisito regulatório, 3% por reincidência. O art. 23 lista fatores de redução, e o maior fator isolado é o inciso V: até 5% do faturamento por comprovação de programa de integridade efetivo.
Sobre um faturamento de R$ 2 bilhões, cinco pontos percentuais são R$ 100 milhões. E o § 2º do art. 57 é explícito sobre o critério: a efetividade do programa em relação ao ato lesivo objeto de apuração é o que conta. Programa genérico não reduz. Programa que mapeou aquele risco, treinou aquele público e monitorou aquele controle reduz.
Somado ao regime de leniência de 2025, com dois terços de redução condicionados a programa comprovado, o desconto potencial deixa de ser marginal.
A Lei nº 14.133/2021 criou três portas de entrada para o compliance:
O Decreto nº 12.304/2024 regulamentou esses dispositivos com 17 parâmetros de avaliação: os 15 do Decreto 11.129 mais direitos humanos e proteções trabalhistas, e transparência e responsabilidade corporativa. A Portaria Normativa SE/CGU nº 226, de 9 de setembro de 2025, operacionalizou a avaliação, exigindo 100% dos elementos obrigatórios (código de ética, canal de denúncias e área responsável) e ao menos 70% da pontuação global, com aproveitamento para empresas certificadas no Pró-Ética.
Para EPCistas, estaleiros, fornecedores de equipamentos submarinos e prestadores de serviço de grande porte, isso converte integridade em critério de acesso a mercado.
Os Equator Principles, na edição EP4 em vigor desde julho de 2020, exigem que instituições financeiras signatárias obtenham do tomador uma avaliação de riscos e impactos socioambientais na área de influência do projeto, com referência ao Acordo de Paris. Para projetos das categorias A e B, exige avaliação de riscos físicos climáticos; para projetos com emissões estimadas acima de 100.000 toneladas de CO₂ por ano, avaliação de riscos de transição e análise de alternativas de menor emissão, além de divulgação anual de emissões.
Nenhuma dessas exigências pode ser atendida com estimativa não rastreável. O que decide velocidade e custo de um project finance em E&P não é a existência de política, é a qualidade do acervo de evidência que sustenta a due diligence do financiador.
A Resolução ANP nº 851/2021 autoriza interdição total ou parcial da instalação diante de não conformidade crítica. Em uma unidade de produção, o custo de um dia de interdição é ordens de magnitude maior que o custo anual de um sistema de gestão de conformidade.
A Lei nº 9.847/1999 estabelece as penalidades administrativas da ANP. As faixas que capturam falhas de registro, documentação e observância de normas de segurança incluem: não manter escrituração de livros e documentos exigidos ou recusar-se a apresentá-los, R$ 5 mil a R$ 10 mil (art. 3º, IV); não apresentar documentos comprobatórios no prazo legal ou em 48 horas, R$ 20 mil a R$ 1 milhão (inciso VI); não observar normas de segurança expondo a perigo vida, saúde ou patrimônio, R$ 20 mil a R$ 1 milhão (inciso VIII); construir ou operar instalações em desacordo com a legislação aplicável, R$ 5 mil a R$ 2 milhões (inciso IX); desatender notificações de apresentação de documentos ou de cumprimento de determinações, R$ 5 mil a R$ 100 mil (inciso XVI). O art. 4º prevê graduação por gravidade, condição econômica e reincidência, com redução de 30% para pagamento antes do prazo recursal (Lei nº 9.847/1999).
Vale notar: não existe na Lei 9.847 um inciso que tipifique especificamente "descumprimento do SGSO". O enquadramento prático se dá por esses incisos de documentação, segurança e operação irregular, combinados com a interdição prevista no art. 5º e o procedimento da Resolução 851/2021. A consequência é que a qualidade do acervo documental é o que separa uma fiscalização de rotina de um processo sancionador.
No plano ambiental, a Lei nº 9.966/2000 exige plano de emergência individual para plataformas, portos e instalações de apoio (art. 7º), comunicação imediata de incidentes ao órgão ambiental, à autoridade marítima e à ANP (art. 22), e prevê multa de R$ 7 mil a R$ 50 milhões (art. 25). O conteúdo mínimo do PEI está no art. 5º e no Anexo I da Resolução CONAMA nº 398/2008, que também define os prazos de apresentação.
O art. 57, XIV, do Decreto 11.129/2022 exige verificação de integridade em fusões, aquisições e reestruturações societárias. O art. 26 da Portaria Normativa Interministerial CGU/AGU nº 1/2025 assegura redução de dois terços da multa quando o ato lesivo de empresa adquirida é reportado em até 12 meses.
Em um setor movido por cessão de participação em campos e blocos, isso tem efeito direto sobre preço. Ativo com histórico de conformidade documentado, condicionantes rastreadas e passivos identificados negocia em condições diferentes de ativo com acervo incompleto. A diligência de compra em E&P é, em grande parte, uma auditoria de evidência de compliance.
Se existe uma lição consolidada no histórico de enforcement do setor (a aplicação e cumprimento das noras no setor), é esta: o risco de integridade em óleo e gás não se materializa dentro da empresa. Ele se materializa na interface com intermediários comerciais e na cadeia de EPC de grandes projetos.
Os casos públicos desenham o padrão com clareza.
Em 2025, alguns casos envolvendo grandes empresas chamaram atenção pelos valores das penalidades e pelos impactos relacionados a práticas de corrupção e fraude.
Em março, por exemplo, a CGU e a AGU firmaram um acordo de leniência de mais de R$ 435 milhões com uma trading internacional de petróleo, relacionado a irregularidades envolvendo agentes públicos.
Poucos dias depois, em abril, a CGU aplicou uma multa superior a R$ 566 milhões a uma empresa estrangeira de engenharia, por fraudes relacionadas a um contrato com a Petrobras.
E esses não são casos isolados. No cenário internacional, grandes empresas dos setores de energia, petróleo, engenharia e serviços também já enfrentaram multas que chegam a centenas de milhões, e até bilhões de dólares, por casos de corrupção e fraude.
Os números mostram a dimensão desse problema.
Em julho de 2026, a CGU registrava 37 acordos de leniência assinados, 16 negociações em andamento e mais de R$ 20 bilhões em valores acordados, dos quais cerca de R$ 11 bilhões já haviam sido pagos.
Mais do que grandes multas, esses casos mostram que falhas de integridade podem gerar impactos financeiros, legais e reputacionais que ultrapassam o valor de um contrato ou de uma operação.
O vetor é sempre o mesmo: trading de petróleo via intermediários e agentes comerciais, e cadeia de fornecimento de grandes projetos. Exatamente o objeto do art. 57, XIII, do Decreto 11.129/2022, que exige "diligências apropriadas, baseadas em risco, para contratação e supervisão de terceiros", com menção expressa, na alínea b, a pessoas expostas politicamente, seus familiares, estreitos colaboradores e pessoas jurídicas de que participem.
A operação de E&P e de refino é intensiva em terceirização. Sondas, embarcações de apoio, serviços de poço, manutenção de parada, inspeção de integridade, transporte de produtos perigosos, catering offshore. Cada contratada carrega três camadas de risco simultâneas: integridade (art. 57 do decreto), segurança operacional (prática 5 do SGSO, que trata explicitamente de seleção, controle e gerenciamento de contratadas) e trabalhista (responsabilidade solidária e subsidiária, mais NRs aplicáveis).
Empresas que gerenciam essas três camadas em sistemas separados produzem três verdades diferentes sobre o mesmo fornecedor. O comprador vê o fornecedor habilitado. O QSMS vê o fornecedor com pendência de treinamento. O compliance não vê nada, porque a diligência foi feita na contratação e não é reavaliada.
A convergência regulatória aponta para uma solução única. O art. 57, incisos V, XIII e XIV do Decreto 11.129/2022, o art. 3º do Decreto 12.304/2024 com direitos humanos e proteções trabalhistas, e a CSDDD baseada em risco pedem o mesmo artefato central: uma matriz de risco de terceiros com diligência proporcional ao risco e monitoramento contínuo. Construir uma vez, reportar em três regimes.
Esta seção é escrita para execução. Cada bloco assume que quem lê é responsável pela entrega.
Duas observações sobre este calendário. Primeira: nenhuma linha exige tecnologia que não exista. Todas exigem dado governado. Segunda: os prazos de 2028 a 2030 são atendidos por sistemas construídos em 2026 e 2027. Quem começa em 2028 compra pressa.
Todo o argumento deste guia converge para um ponto único: a capacidade que separa uma empresa de óleo e gás exposta de uma empresa posicionada não é a política, é a infraestrutura que produz evidência auditável de forma contínua e conectada.
Essa infraestrutura tem requisitos incompatíveis com planilhas e pastas compartilhadas. Ela precisa manter requisitos legais aplicáveis atualizados quando a norma muda, vincular cada requisito a um controle com responsável e prazo, registrar evidência com vigência controlada, disparar reavaliação quando algo muda, e entregar o mesmo dado em formatos diferentes para agência reguladora, auditoria de certificação, banco e investidor.
A Greenlegis é uma plataforma de GRC que combina expertise regulatória e tecnologia SaaS, com mais de 3.500 empresas atendidas, e mantém conteúdo regulatório específico para o setor de óleo e gás, cobrindo regularização ANP, dutos terrestres, sistemas submarinos, integridade de poços, embarcações, poluição marinha, salvatagem, segurança operacional e tripulação, com os órgãos que efetivamente regulam a operação: ANP, Ibama, CONAMA, ICMBio, Marinha, DPC, ANTAQ, ANA, CNRH, Anvisa, Inmetro e ABNT.
O mapeamento entre as necessidades desta agenda e a plataforma é direto.
O padrão de resultado já existe no setor de energia. A ENGIE otimizou a gestão de terceiros com a Greenlegis, e o desenho de solução é o mesmo que uma operadora de E&P ou um EPCista precisa: um cadastro único de terceiro, com risco avaliado, documentação vigente e evidência rastreável.
A diferença entre um profissional de QSMS, SGI, ESG ou compliance que aparece na pauta do conselho e um que aparece na pauta de custos está inteira aí. Quem opera com acervo fragmentado gasta o mês produzindo relatório do passado. Quem opera com infraestrutura integrada usa o mês para antecipar decisão: qual condicionante vence, qual fornecedor mudou de perfil de risco, qual indicador de segurança está degradando antes do incidente, qual meta de emissão precisa de revisão. O primeiro presta contas. O segundo dirige.
Agende uma demonstração para ver o mapeamento aplicado aos seus ativos.
O que é compliance no setor de óleo e gás?
É o conjunto estruturado de políticas, controles, evidências e monitoramento que garante que a operação atenda simultaneamente às exigências da ANP em segurança operacional (Resoluções 43/2007, 2/2010, 41/2015, 46/2016 e 851/2021), à legislação ambiental de licenciamento e emergência (Lei 9.966/2000, Resoluções CONAMA 23/1994 e 398/2008, Lei 15.190/2025), às normas de saúde e segurança do trabalho (NR-1, NR-37, NR-20, NR-35, NR-13, NR-33, NR-10) e ao regime de integridade e anticorrupção (Lei 12.846/2013 e Decreto 11.129/2022). Diferente de outros setores, o compliance em óleo e gás integra risco de integridade e risco de segurança de processo na mesma arquitetura de controle.
Por que o compliance é considerado a base da estratégia ESG?
Porque nenhuma afirmação ambiental ou social sobrevive a verificação sem dado rastreável, responsável identificável e controle que impeça alteração sem registro. Esses três elementos são produtos de governança. Sem eles, o inventário de emissões é estimativa, o indicador de segurança é declaração e a meta é intenção. O "G" não é um dos três pilares em paralelo, é a estrutura sobre a qual os outros dois se apoiam.
A Resolução CVM 244/2026 acabou com a obrigação de reportar sustentabilidade?
A Resolução CVM nº 244, de 29 de maio de 2026, revogou a obrigatoriedade de divulgação do relatório de informações financeiras relacionadas à sustentabilidade e instituiu modelo pratique ou explique. A adoção voltou a ser voluntária, mas quem optar por não adotar deve comunicar a decisão ao mercado, e quem optar por reportar assume compromisso de manter a divulgação por no mínimo três exercícios sociais consecutivos, seguindo integralmente os CBPS. Exigências contratuais, de financiamento e de qualificação de fornecedor não foram alteradas.
Quantas práticas de gestão o SGSO da ANP exige?
O Regulamento Técnico do SGSO instituído pela Resolução ANP nº 43/2007 estabelece 17 práticas de gestão orientadas a desempenho, organizadas em três blocos: liderança, pessoal e gestão (9 práticas); instalações e tecnologia (5 práticas); e práticas operacionais (3 práticas).
Quanto o programa de integridade pode reduzir de multa na Lei Anticorrupção?
O art. 23, V, do Decreto nº 11.129/2022 prevê redução de até 5% do faturamento pela comprovação de programa de integridade efetivo, o maior fator isolado de redução na dosimetria. Em acordo de leniência, o art. 16, § 2º, da Lei nº 12.846/2013 permite redução de até dois terços da multa aplicável, e a Portaria Normativa Interministerial CGU/AGU nº 1/2025 assegura essa redução no reporte voluntário de ato ainda desconhecido, condicionada, no art. 25, § 1º, IV, à comprovação de programa aderente ao Decreto 11.129.
Quais temas ESG são materiais para empresas de óleo e gás?
O GRI 11: Oil and Gas Sector 2021 define 22 temas materiais prováveis, incluindo emissões de GEE, adaptação e transição climática, emissões atmosféricas, biodiversidade, resíduos, água e efluentes, encerramento e reabilitação, integridade de ativos e gestão de incidentes críticos, saúde e segurança ocupacional, trabalho forçado, comunidades locais, direitos a terra e recursos, direitos de povos indígenas, conflito e segurança, anticorrupção e pagamentos a governos. A omissão de tema material exige justificativa.
Como transformar indicadores de QSMS em indicadores ESG?
Padronizando a coleta na origem no formato que o mercado consome. Os indicadores que o IOGP consolida setorialmente (FAR, TRIR, LTIF, fatalidades, eventos de segurança de processo Tier 1 e Tier 2, conforme limiares da API RP 754) correspondem diretamente aos temas 11.8 e 11.9 do GRI 11 e às categorias de segurança da força de trabalho e segurança de processo do Industry-based Guidance do IFRS S2. O trabalho não é converter o indicador depois, é definir a taxonomia antes.
O licenciamento por adesão e compromisso vale para exploração offshore?
Não. O art. 22, IV, "k", da Lei nº 15.190/2025 exclui expressamente do LAC atividades localizadas no mar territorial. E&P offshore permanece submetida ao rito ordinário, com o regime da Resolução CONAMA nº 23/1994 e da Portaria MMA nº 422/2011, que não foram revogados.