DOU 12/04/2024 - Diário Oficial da União - Brasil

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Produção no pré-sal A PPSA divulga, mensalmente, desde 2020, um Boletim com a produção de petróleo e gás natural dos contratos de partilha de produção, bem como as parcelas destinadas à União. A produção vem, desde então, em uma curva de crescimento, com previsão de alcançar o pico antes do final da década. Em 2023, a empresa lançou um Painel Interativo dedicado exclusivamente a indicadores de produção, que passou a computar também a parcela de petróleo e gás natural que a União tem direito nos acordos de individualização da produção (AIPs) que envolvem áreas não contratadas. Com a ferramenta, qualquer pessoa poderá ter acesso aos dados dos contratos de partilha e dos AIPs e filtrar as informações conforme seu interesse, aumentando assim a possibilidade de análises da produção total no pré-sal e das parcelas da União. Ao longo do ano, três novos navios-plataformas (FPSOs) passaram a atuar no pré- sal: FPSO Sepetiba, em Mero; FPSO Almirante Barroso, em Búzios e FPSO Anita Garibaldi, na Jazida Compartilhada de Brava. No momento, 22 FPSOs estão em atividade. Outro marco foi o início da exportação de gás da P-74 e P-75, em Búzios. No último ano também foram registrados marcos de recorde de produção. O FPSO Guanabara (Mero 1) atingiu sua capacidade máxima de produção, de 180 mil bpd. O mesmo ocorreu com a P-71, em Itapu, e com o FPSO Almirante Barroso, em Búzios, ambos com capacidade de 150 mil bpd. Para os próximos anos é esperado um crescimento da produção e a chegada de novos navios-plataforma. Estão em andamento os FPSOs de Mero 3 e 4, em construção na China, com entrada em produção prevista para 2024 e 2025, respectivamente, e o FPSO de Bacalhau, que está na fase de integração de módulos em Singapura, com partida para o Brasil prevista para setembro de 2024. Também estão em andamento as licitações da P-84, em Atapu, e da P-85, em Sépia. As unidades de produção de Búzios P-78 (Búzios 6) e FPSO Almirante Tamandaré (Búzios 7) têm previsão de entrada em produção em 2025. Produção total no ano e parcelas da União A União teve direito a 17,08 milhões de barris de petróleo da produção do pré-sal em 2023. O resultado é 57% maior do que o registrado em 2022 (10,9 milhões) e reflete o crescimento da produção no país. Deste volume, 92% são referentes à parcela que a União faz jus em oito contratos de partilha de produção, sendo o campo de Mero o principal responsável por este resultado, seguido dos campos de Búzios e Entorno de Sapinhoá. Os 8% restantes são relativos à participação da União nas jazidas unitizadas de Atapu e Tupi, que envolvem áreas não contratadas e operam com sete navios plataformas. Desde 2017, a União acumula um total de 41,93 milhões de barris de petróleo produzidos. No ano passado, a União também teve direito a 45 milhões de m³ de gás natural disponível para a exportação, oriundos de nove campos. O volume foi cerca de 30% inferior ao de 2022. A queda é explicada pela redução no volume de gás da União do Campo de Sapinhoá. Embora a produção do campo tenha aumentado, por questões contratuais, a participação da União foi menor. Ainda assim, Sapinhoá foi o campo que mais produziu para a União, seguido de Tupi e Búzios. Desde 2017, a União acumula um total de 241 milhões de m³ de gás natural. Contratos de partilha de produção Ao longo de 2023, os oito contratos de partilha que estão em produção operaram com 15 navios-plataforma, registrando uma produção total de 323,07 milhões de barris e 856 milhões de m³ de gás natural. Em 2023 foi realizada uma descoberta de nova jazida na área NW do Bloco de Sépia (Pedúnculo de Sépia) e declarada a comercialidade do Campo de Espadim (Jazida Compartilhada de Brava) e do Campo de Manjuba (Jazida Compartilhada de Forno). Nos demais contratos foi dada continuidade à perfuração de poços, a exemplo de Mero, Bacalhau, Búzios, Aram e Itapu. A área técnica da PPSA também consolidou a visão da empresa sobre a possibilidade de extrapolação da jazida de Búzios para a área Sudoeste, o que no futuro poderá resultar em aditivo ao AIP de Búzios para incorporar a área não contratada, com aumento de participação da União. Como parte dos esforços para viabilizar o aumento da oferta de gás natural, foi realizada a interligação do FPSO de Sépia com o Sistema de Escoamento de Gás. A iniciativa permitiu que a União passasse a realizar a exportação de seu gás natural em momentos de ociosidade na Rota 2 de Escoamento de Gás. Já em Itapu, foi iniciada a injeção de gás. Também vale ressaltar as iniciativas realizadas para a implantação de duas novas tecnologias no pré-sal. Foram concluídos os testes para utilização do CTV (Cargo Transfer Vessel) em Mero, com resultados positivos para uso da tecnologia na Bacia de Santos. O CTV reduzirá, no futuro, a utilização de navios de posicionamento dinâmico nos procedimentos de alívio de carga, o que reduzirá os custos da operação. O consórcio de Libra também aprovou a contratação do HI-SEP para instalação submarina conectado ao FPSO de Mero 3. Esta tecnologia permite a separação de óleo e gás com elevado teor de CO2 em ambiente submarino. Em Búzios, o teste de uso do HI-SEP também foi aprovado. Em funções de resultados de baixa atratividade geológica, quatro blocos estão em processo de devolução. O consórcio de Peroba celebrou o contrato de distrato, enquanto o de Dois Irmãos encaminhou a solicitação de devolução integral do bloco à ANP. Também foi comunicado à ANP a proposta de devolução total do bloco de Três Marias. Já o Comitê Operacional do bloco de Saturno decidiu pela devolução da área. Aprimoramento na gestão dos contratos 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 quatro superintendências: Comercialização, Reservatórios, Exploração e Desenvolvimento e acompanhamento da produção. Com o desenvolvimento dos projetos, o volume de atividades segue em curva crescente. Para aprovar as contratações e atividades previstas, os operadores encaminharam 666 ballots e AFEs (votos e autorização de despesas) para aprovação da PPSA em 2023, um aumento de 21% em relação ao ano anterior. Embora esta atividade envolva grande parte da equipe técnica e demande tempo, 99% foram respondidos no prazo médio de 5 dias úteis, metade do prazo estipulado como meta pela PPSA. Como parte destes esforços, foram realizados novos ajustes no Sistema de Gastos de Partilha de Produção, principal ferramenta utilizada pela PPSA para realizar a gestão dos contratos. Diariamente, os dados dos contratos são imputados pelos operadores e todo o trabalho de aprovação e reconhecimento de custos, bem como o acompanhamento da produção é realizado por meio dessa ferramenta. A equipe também trabalhou no desenvolvimento de uma Carteira de Projetos, uma ferramenta com dados dos contratos, que auxilia nos estudos de viabilidade técnica e econômica dos investimentos previstos para os blocos, bem como no desenvolvimento de curvas futuras de produção com base nos Planos de Desenvolvimento. A experiência de sucesso da PPSA continua sendo compartilhada. Este ano, foram realizadas reuniões com o órgão regulador de Suriname e de Angola com foco em reconhecimento de custos. A Diretoria da empresa também recebeu em seu escritório uma delegação da Universidade Eduardo Mondlane, de Moçambique. 5.2. Acordos de Individualização da Produção Um Acordo de Individualização da Produção (AIP) 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. Atualmente, dez acordos de individualização da produção já foram negociados pela PPSA e encontram-se efetivos. Outros oito estão em processo de avaliação. Um deles, o AIP do Pré-Sal de Albacora, negociado desde 2020 entre a Petrobras e a União, tornou-se efetivo logo no primeiro dia de 2023. Meses depois, a área não contratada desse AIP foi incorporada ao Contrato de Partilha de Produção (CPP) de Norte de Brava, arrematada no 1º Ciclo de Oferta Permanente. Hoje, a participação da União nesta área é apurada conforme o percentual de excedente em óleo da União estabelecido no contrato de partilha de Norte de Brava. Ao longo do ano, também foi dado prosseguimento às negociações dos termos e condições do AIP de Jubarte. A atividade de representação da União nos AIPs requer um acompanhamento constante destes contratos, visto que muitas vezes há necessidade de redeterminação das participações negociadas e da realização de ajustes nos acordos estabelecidos. Este ano, por exemplo, foram negociados procedimentos de redeterminação do AIP de Marlim/Voador/Brava, Tupi e Sapinhoá e aditivos aos acordos de gestão dos AIPs de Tupi, Brava, Forno, Bacalhau Tartaruga Mestiça e Mero, por diferentes motivações. Crescimento esperado para a produção Em novembro, a PPSA divulgou, em seu Fórum Técnico, o estudo "Estimativa de resultados nos contratos de partilha de produção e nos acordos de individualização da produção com participação da União". Segundo os dados do estudo, a projeção para o setor é de um crescimento significativo nos próximos anos, atingindo o pico em 2029, com a produção média de 2,3 milhões de barris por dia (bpd) de petróleo. O "Estudo do Plano Decenal de Expansão de Energia 2032", elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) confirma essa estimativa - a produção nacional potencial para o ano de 2029 é 5,4 milhões de bpd, o que significa que, pelo menos 50% desse montante, serão advindos dos contratos de partilha. Estima-se que, ao longo dos próximos dez anos, aproximadamente 96% da produção virão de projetos comerciais, com reservas já descobertas e declaradas. Para a PPSA, tal cenário se traduz em oportunidades de crescimento para a empresa e incremento das atividades de gestão e comercialização. A produção estimada para a parcela de petróleo da União, calculada a partir da alíquota de oferta de excedente em óleo da União de cada contrato, do limite de recuperação de custo em óleo de cada área e das participações da União nos AIPs, apresentará crescimento contínuo até 2029, quando alcança o pico com 564 mil barris por dia, mais de dez vezes a produção de dezembro de 2023 (52 mil barris por dia). De 2024 até 2033, os contratos terão uma produção acumulada de 6,5 bilhões de barris de petróleo. Desse total, a parcela acumulada da União será de 1,3 bilhão de barris. A produção de gás natural disponível para exportação nos contratos apresenta crescimento a partir de 2025 e se mantém praticamente estável entre 2026 e 2032. Em 2033, há potencial de produção de contratos que atualmente estão em fase exploratória, alcançando uma média anual diária de 21 milhões de m³. A parcela de gás natural diária da União dará um salto nos próximos anos, saindo de um patamar de 100 mil m³/dia em 2023 para 1,8 milhão m³/dia em 2027 e se mantendo em um faixa de 3 milhões m³/dia pelos próximos seis anos. O pico é alcançado em 2029 com 3,5 milhões m³/dia. Até 2033, os contratos terão uma produção acumulada de 52 bilhões de m³ de gás natural para exportação. Desse total, a parcela acumulada da União será de 7,5 bilhões de m³. 5.3. Comercialização de Petróleo e Gás A PPSA é responsável pela comercialização de toda a parcela de óleo e gás natural de propriedade da União, sendo toda a receita gerada destinada ao Tesouro Nacional. Em 2023, a PPSA comercializou R$ 6,02 bilhões em cargas da União nos contratos de partilha de produção e áreas não contratadas de acordos de individualização de produção (AIP). O valor é cerca de 28% a mais do que o registrado em 2022 (R$ 4,71 bilhão). Durante todo o ano, foram entregues 33 cargas de petróleo da União - 11 a mais que o ano anterior -, o que totalizou 16,32 milhões de barris. Deste total, 22 cargas foram provenientes do Campo de Mero, duas de Tupi, quatro de Búzios, duas de Entorno de Sapinhoá, duas de Atapu e uma de Sépia. As cargas de petróleo comercializadas ao logo do ano foram, em sua maioria, realizadas com base no leilão promovido pela PPSA na B3 em 2021, que teve como grande vencedora a Petrobras. As exceções foram as cargas de Atapu e Sépia, comercializadas em processo de venda direta ao longo de 2023 e que tiveram como vencedores a Galp Energia Brasil, Equinor e Petrobras, respectivamente. Em relação ao gás natural, foram comercializados 45 milhões de metros cúbicos oriundos da Área Individualizada de Tupi, do Entorno de Sapinhoá, da Jazida Compartilhada de Búzios, do Sudoeste de Tartaruga Verde, de Sépia e de Brava (Espadim). Para isso foram negociados, ao longo do ano, as extensões das vigências dos atuais contratos de compra e venda de gás natural de Tupi, Entorno de Sapinhoá, Búzios, Sudoeste de Tartaruga Verde, Sépia e Atapu e assinados contratos para compra e venda de gás natural de Brava/Espadim, Sépia, Atapu e Forno. Diante do crescimento projetado para a produção da União nos próximos dez anos, que exigirá consequentemente uma maior demanda da comercialização, a equipe técnica tem realizado diversos estudos para aprimorar sua atuação e otimizar cada vez mais os resultados da União. Uma das iniciativas prevê um estudo sobre novas formas de comercialização do gás natural da União, sendo a principal delas o acesso ao Sistema Integrado de Escoamento da Bacia de Santos. No que diz respeito ao óleo, estão sendo estudados modelos diferenciados para venda de lotes inferiores a 500.000 barris (volume padrão) e a análise da demanda nos contratos de partilha de produção, e consequentemente da União, de navios de posicionamento dinâmico (DP) até 2030 para escoamento das cargas. Crescimento da comercialização Considerando a produção de 1,3 bilhão de barris de petróleo pertencentes à União até 2033, a receita projetada para a União com a comercialização desse volume é de R$ 462 bilhões nos próximos dez anos. O crescimento da receita da União com a comercialização do petróleo será contínuo até 2030, quando alcançará o pico com R$ 71,7 bilhões. A receita projetada para a União com a comercialização da parcela de gás natural ao longo de dez anos é de R$ 4 bilhões. O pico da receita ocorre em 2029, com R$ 662 milhões. O estudo demonstra que, considerando os montantes estimados com a comercialização do óleo da União sob a gestão da PPSA, os royalties advindos da produção nesses contratos e os tributos recolhidos pelas empresas produtoras, o total de recursos destinados aos cofres públicos poderá alcançar cerca de R$ 1,15 trilhão no período 2024-2033. A maior parcela virá da comercialização do petróleo da União. Outras atividades Refino Em atendimento à deliberação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a empresa irá realizar, em 2024, estudos com avaliação técnica e econômica de mecanismos para priorizar o abastecimento nacional de combustíveis derivados de petróleo. Para isso, foi elaborado um edital para contratação de consultoria especializada no desenvolvimento do estudo. A empresa contratada irá elaborar três produtos: um relatório sobre mecanismos de agregação do valor do petróleo da União, por meio de contratos de serviço de refino e beneficiamento no Brasil, ou contratos de longo prazo de compra e venda do petróleo da União, visando favorecer a ampliação da cadeia nacional de refino e petroquímica; um segundo relatório sobre a viabilidade técnica-econômica dos mecanismos propostos; e um workshop para apresentação dos relatórios técnicos finais. Gás para Empregar No início de 2023, o CNPE criou o Grupo de Trabalho do Programa Gás para Empregar (GT-GE), que visa o processo de reindustrialização nacional através do gás natural, por entender que a garantia de suprimento de gás natural a longo prazo é determinante nas decisões de investimentos em novas plantas industriais de diversos setores intensivos no consumo de gás natural. As propostas do Programa Gás para Empregar (GT- GE) têm os seguintes objetivos: * aumentar a oferta de gás natural da União no mercado doméstico; * melhorar o aproveitamento e o retorno social e econômico da produção nacional de gás natural, buscando a redução dos volumes reinjetados além do tecnicamente necessário; * aumentar a disponibilidade de gás natural para a produção nacional de fertilizantes nitrogenados, produtos petroquímicos e outros setores produtivos, reduzindo a dependência externa de insumos estratégicos para as cadeias produtivas nacionais; e