DOU 17/04/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

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Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001, que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira - ICP-Brasil. Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152023041700082 82 Nº 73, segunda-feira, 17 de abril de 2023 ISSN 1677-7042 Seção 1 Ao longo de 2022, a PPSA fez a gestão de 19 contratos de partilha de produção. Dois deles - volumes excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu - foram assinados no primeiro semestre. Todos os contratos estão situados no Polígono do Pré- Sal, área de aproximadamente 149 mil quilômetros quadrados no mar territorial entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, considerada uma região com potencial de grandes volumes e alta produtividade, e apresentam diferentes estágios de atividade. Atualmente, 15 empresas atuam em regime de partilha de produção, sendo cinco delas operadoras: Petrobras, Shell, bp, ExxonMobil e Equinor. O ano de 2022 marcou a entrada da Petronas, empresa estatal da Malásia, que compõe o consórcio de Sépia. Também foi registrada uma mudança na composição do contrato de Búzios - a chinesa CNOOC aumentou sua participação de 5% para 10%, com consequente transferência de 5% da participação da Petrobras. As empresas que participam do maior número de contratos são a Petrobras (13) e a Shell (7). Acesse Portfolio de contratos de partilha de produção: https://www.presalpetroleo.gov.br/wp-content/uploads/2022/12/Ebook- Portfolio-Cards-Relatorios-PPSA- R E V I S AO - 0 7 - 1 2 - 2 0 2 2 - F I N A L . p d f Produção no pré-sal Dos 19 contratos, sete estão em produção: Libra (Mero), Búzios, Entorno de Sapinhoá, Sudoeste de Tartaruga Verde, Sépia, Atapu e Itapu. A produção dessas áreas é realizada com 12 navios-plataformas. Dois deles entraram em produção em 2022: FPSO Guanabara (Mero) e P-71 (Itapu), ambas em campos operados pela Petrobras. No total, são mais de 50 poços ativos. Juntos, os sete contratos produziram 233 milhões de barris e 602 milhões de m³ de gás natural disponibilizados para comercialização em regime de partilha de produção. Deste total, 9,8 milhões de barris e 48 milhões de m³ de gás natural são, por direito, da União. Produção de Petróleo e Gás Natural em 2022 em Regime de Partilha de Produção ¸ Produção total de Petróleo - 233 Milhões de Barris ¸ Parcela de Petróleo da União - 9,8 Milhões de Barris ¸ Produção de Gás Natural - 602 Milhões de m3 ¸ Parcela de Gás Natural da União - 48 Milhões de m3 Produção de Petróleo por campo e em barris ¸ Búzios - 152 Milhões de Barris ¸ Mero - 34 Milhões de Barris ¸ Sépia - 24,5 Milhões de Barris Produção de Gás Natural por campo e em m3 ¸ Búzios - 528 Milhões de m3 ¸ Entorno de Sapinhoá - 64 Milhões de m3 ¸ Tartaruga Verde Sudoeste - 11 Milhões de m3 A PPSA divulga, mensalmente, a produção de petróleo e gás natural dos contratos, além de compilar todos os dados em um Painel Interativo elaborado em business inteligence, que permite ao leitor desenvolver seus próprios gráficos conforme filtros de sua conveniência. No painel, é possível encontrar todos os dados com data retroativa a novembro de 2017, quando foi iniciada a produção da Área de Desenvolvimento de Mero, a primeira em regime de partilha de produção. Acesse Painel interativo Pré-Sal Petróleo para acompanhar a produção mensal de cada bloco h t t p s : / / a p p . p o w e r b i . c o m / v i e w ? r = e y J r I j o i Z j J l Y 2 F l M W U t N D I 3 N i 0 0 M j k y LTk4OGItM zJhYzhhM2E y Z j V l I i w i d C I 6 I j d m Z T E 1 Y j l i LT E x N j k t N G I z Y S 1 i Z T I x LT N i N T R h OW Q x OW E x O S J 9 Boletim mensal dos contratos de partilha de produção https://www.presalpetroleo.gov.br/boletim-mensal-de-contratos-de-partilha-de- producao/ Nos demais blocos com atividades exploratórias e de desenvolvimento, as operadoras informaram em 2022: ¸ Realização de três descobertas exploratórias: Três Marias, Alto de Cabo Frio Central e Sépia; ¸ Realização de dois testes de formação revestido (TFR) com resultados positivos: Aram e Sépia; ¸ Início de duas campanhas de perfuração da etapa de desenvolvimento: Bacalhau e Itapu. Evolução na Gestão Para fazer a gestão dos contratos, a companhia conta com uma equipe de Gerentes Executivos, que trabalham em conjunto com um escritório interno de projetos e as Superintendências de Reservatórios, Exploração e Desenvolvimento, Acompanhamento da Produção e Comercialização. O quadro abaixo apresenta as atividades usuais realizadas na gestão dos contratos. Atividades Usuais na Gestão do Contrato ¸ Aprovação de Estratégia e Programa Exploratório. ¸ Aprovação técnica e econômica do Plano de Desenvolvimento. ¸ Aprovação (EVTE) dos Projetos em cada Fase do desenvolvimento. ¸ Avaliação crítica de orçamento e programa de trabalho anual. ¸ Garantia de competitividade em contratações. ¸ Monitoramento e auditoria de Projetos e Custos. ¸ Acompanhamento do conteúdo local. ¸ Determinação e estimativas da produção da União. ¸ Reconhecimento de custos. Com o desenvolvimento dos contratos, o volume de atividades foi naturalmente maior em 2022, evidenciado pelos indicadores da empresa. No total, foram recebidos 530 ballots (registro de votos) para contratação de bens e serviços, dentre outras decisões, 20% acima do registrado no ano anterior. Em 2022, as equipes trabalharam com o intuito de aprimorar e simplificar a gestão. Foi realizada revisão de procedimentos para gestão dos contratos, unificados os modelos de governança de contratos de partilha de produção e dos acordos de individualização da produção, elaborado um painel de documentação dos contratos, aprimorado o Sistema de Gestão de Gastos de Partilha de Produção (SGPP) e desenvolvida uma carteira de projetos, com indicadores e mapa de monitoramento. Em outra frente, foram realizadas iniciativas no sentido de melhorar o acompanhamento da produção com a criação de um painel interativo em Power BI que fornece, em tempo real para nossos técnicos, a produção de cada jazida e seus eventuais desvios comparados ao Programa Anual de Produção (PAP), ao Plano Anual de Negócios (PAN) do operador e ao relatório operacional mensal. A partir de indicadores e parâmetros pré-estabelecidos, a ferramenta aponta, ainda, a eficiência operacional da produção de cada jazida. Um segundo painel, em fase final de testes, desenvolvido também em Power BI, traz um dashboard com o cálculo automático da alíquota do excedente em óleo da União mensal em cada contrato, importando os dados do módulo de produção do Sistema de Gestão de Partilha de Produção (SGPP). Com o uso de softwares especializados e com um acordo de cooperação técnica da Agência Nacional do Petróleo e Gás Natural (ANP), também foi estruturado um Banco de Dados Técnicos dos projetos, permitindo à equipe acesso remoto para análise de mapas de todos os projetos, dados sísmicos, informação sobre os poços e montagem de dashboard personalizado. O banco é integrado com a Plataforma Delfi, que permite aos profissionais realizarem, a interpretação sísmica, avaliação de poços e modelagem geológica/geofísica dos reservatórios dos 19 contratos de partilha de produção que estão sob gestão da empresa, de modo colaborativo e à distância. Por fim, a empresa implementou um Comitê de Gestão Tecnológica, com objetivo de fomentar as novas tecnologias e melhores práticas entre os consórcios, buscando melhores resultados econômicos, maior segurança e redução de riscos operacionais. Várias iniciativas estão sendo estudadas. Durante o Fórum Técnico Anual, realizado em novembro de 2022, o Comitê realizou um painel com especialistas para um debate técnico sobre prevenção e combate à perda de circulação de fluidos no pré- sal. Ao final do ano de 2022, a ANP promoveu o 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP). No leilão foram arrematados quatro blocos exploratórios: Água Marinha, Norte de Brava, Bumerangue e Sudoeste de Sagitário, todos operados pela Petrobras, com exceção de Bumerangue, que será operado pela bp. A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer até abril de 2023. Com isso, a PPSA passará a fazer a gestão de 23 contratos em 2023. Conforme detalhes abaixo: ¸Contrato Água-Marinha - Operador Petrobras - Excedente em óleo para União 42,40% - Bônus R$ 65,44 mi. ¸ Contrato Norte de Brava - Operador Petrobras - Excedente em óleo para União 61,71% - Bônus R$ 511,69 mi. ¸Contrato Bumerangue - Operador BP Energy - Excedente em óleo para União 5,90% - Bônus R$ 8,86 mi. ¸ Contrato Sudoeste de Sagitário - Operador Petrobras - Excedente em óleo para União 25,00% - Bônus R$ 330,25 mi. Cenário de 2023-2032 Estudo elaborado pela equipe do Planejamento Estratégico e divulgado em novembro, no 5º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, demonstra que a produção média de petróleo em regime de partilha de produção dará um salto, saindo dos 761 mil barris por dia (bpd) registrados em dezembro de 2022 para aproximadamente 2 milhões de bpd em 2027, e alcançando 2,9 milhões de bpd em 2030, o que representará mais da metade da produção nacional de petróleo e cerca de 2/3 do total produzido no pré-sal naquele ano. Caso não haja novos descobertas exploratórias, é esperado um declínio natural desse volume para os dois anos seguintes, chegando a 2032 com 2,5 milhões de bpd. De 2023 a 2032, os contratos acumularão um total de 7,7 bilhões de barris produzidos. A parcela da produção diária destinada à União, calculada a partir da alíquota de oferta de excedente em óleo da União de cada contrato e do limite de recuperação de custo em óleo de cada área, também apresentará crescimento contínuo até 2031, com leve declínio em 2032, pelas mesmas razões. O melhor ano será 2031, quando a produção alcançará 920 mil bpd, mais de 40 vezes o volume da produção média diária da União no ano de 2022 (22 mil bpd na média de janeiro a setembro). A produção prevista para a União em 2031 é comparável à produção atual do Reino Unido e superior à de países como Colômbia, Argentina e Venezuela. O estudo estima que, em dez anos, a União terá acumulado 1,9 bilhão de barris de petróleo. Todo esse montante será comercializado pela PPSA, que ao final desta década arrecadará mais de US$ 20 bilhões por ano para os cofres públicos. Acesse Estimativa de resultados nos contratos de partilha de produção https://www.presalpetroleo.gov.br/wp-content/uploads/2022/12/Ebook- ES T I M AT I V A - D E - R ES U LT A D O S - N O S - CO N T R AT O S - D E - P A R T I L H A - D E - P R O D U C AO _ M o d 0 6 - 1 2 . p d f 6.2. Acordos de Individualização da Produção Um Acordo de Individualização da Produção (AIP), também conhecido como Unitização, é iniciado quando se verifica a possibilidade de que o limite de uma jazida petrolífera ultrapasse a área outorgada. Nessas circunstâncias, quando uma área não contratada no Polígono do Pré-sal ou uma área estratégica está envolvida, é função da PPSA representar a União nesses acordos. A unitização permite que a produção, os custos e o plano de desenvolvimento da jazida sejam compartilhados entre os titulares de direitos sobre as áreas, garantindo a racionalidade da produção e evitando a lavra predatória. Em 2022, quatro acordos passaram a ser efetivos, tornando oficialmente unitizadas as Jazidas de Mero, Bacalhau, Sépia e Atapu. Atendendo solicitação da ANP, também foi assinada uma nova minuta de AIP de Búzios, que está aguardando autorização da agência para tornar-se efetivo. No momento, a área atua com base no Compromisso de Individualização da Produção (CIP) assinado anteriormente e recebido pela ANP como um AIP. Também foi realizada a primeira redeterminação da Jazida de Sapinhoá. Este AIP foi assinado em 31 de janeiro de 2016 e tornado efetivo, após aprovação da ANP, em novembro de 2018, estabelecendo que a fração da União na jazida compartilhada seria de 3,7%. Desde a assinatura do Contrato de Partilha de Produção do Entorno de Sapinhoá, em 31 de janeiro de 2018, esta participação cabe ao consórcio deste contrato, composto pelas mesmas companhias do consórcio de Sapinhoá e tendo a PPSA no papel de gestora. A redeterminação aumentou a participação do Contrato de Partilha de Produção do Entorno de Sapinhoá. O aditivo ao AIP que implementa o novo índice está em análise na ANP. Até o momento, dez AIPs encontram-se assinados e efetivos: Pré-Sal Albacora, Brava, Sapinhoá, Tartaruga Verde, Tupi, Argonauta, Atapu, Mero, Bacalhau, Sépia. Outros oitos estão em processo de avaliação: Gato do Mato, Caxaréu, Sagitário, Sul de Sapinhoá, Epitonium, Búzios, Jubarte, Júpiter. Acesse Site para detalhamento dos acordos https://www.presalpetroleo.gov.br/acordos-de-individualizacao-de- producao/acordos-assinados/ e-book "Entendendo os Acordos de Individualização da Produção" https://www.presalpetroleo.gov.br/wp-content/uploads/2021/09/e- book_ppsa_vol1_20_05_21.pdf 6.3. Comercialização de Petróleo e Gás No ano de 2022, a PPSA comercializou R$ 4,68 bilhões de petróleo e R$ 31,43 milhões de gás natural, perfazendo um total de receitas de R$ 4,71 bilhões para a União. A comercialização da parcela de petróleo e gás natural da União teve início em 2018, com a venda das primeiras cargas da União referentes à Área de Desenvolvimento de Mero. Com o desenvolvimento dos contratos, o volume entrou em ritmo de crescimento. Em 2021, a Pré-Sal Petróleo realizou, na Bolsa de Valores de São Paulo, o 3º Leilão de Petróleo da União para a comercialização de mais de 55 milhões de barris de petróleo de propriedade da União, oriundos dos campos de Búzios, Sapinhoá, Tupi e da Área de Desenvolvimento de Mero, a serem entregues ao longo de cinco anos. Em 2022, a empresa entregou 22 cargas de petróleo da União, totalizando 10,9 milhões de barris. O montante foi dividido em dez cargas do Campo de Mero, quatro de Tupi, quatro de Búzios, três de Entorno de Sapinhoá e uma de Sépia. À exceção desta última, cuja comercialização se deu por meio de processo competitivo em separado, vencido pela Galp Energia Brasil, as demais foram comercializadas no leilão de 2021, que teve como vencedora a Petrobras. Em 2022 também foram comercializados 64,89 milhões de metros cúbicos de gás natural dos Campos Sapinhoá, Tupi, Búzios e Tartaruga Verde em contratos com a Petrobras. Com o avanço do processo de abertura do mercado de gás natural, já está em planejamento a realização de um processo competitivo para a venda do gás natural no intuito de maximizar as receitas da União. Como parte do Planejamento Estratégico, a empresa segue acompanhando, em conjunto com os operadores, a busca por novas tecnologias para redução de custos logísticos nas operações no pré-sal, no intuito de potencializar os ganhos para a União no escoamento de sua produção. Entre os estudos, destacam-se as alternativas para as operações de descarregamento (alívio) do óleo das Unidades FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading), em substituição ao emprego exclusivo de navios especiais equipados com posicionamento dinâmico. O Cargo Transfer Vessel (CTV), embarcação de menor porte, tem se apresentado como uma opção para o carregamento do óleo de FPSOs nas bacias de Santos e Campos. A embarcação conecta o FPSO ao navio aliviador convencional em segurança e tem potencial de grande simplificação e redução dos custos de alívio nos projetos de desenvolvimento de produção. 7 Informações Econômico-Financeiras 7.1. Custeio Os recursos para custeio das atribuições legais da PPSA advêm do Contrato de Remuneração com o Ministério de Minas e Energia (MME). Este contrato prevê a remuneração dos serviços prestados à União na gestão dos contratos de partilha de produção, na representação da União nos procedimentos de individualização da produção de petróleo e gás natural e nos acordos decorrentes da gestão dos contratos para a comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União previstos em lei.