DOU 16/04/2025 - Diário Oficial da União - Brasil

TEXTO OFICIAL · ÍNTEGRA

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 05152025041600107 107 Nº 73, quarta-feira, 16 de abril de 2025 ISSN 1677-7042 Seção 1 - Aprovação do Plano de Cargos e Salários (PCS) pela SEST | Contratação da IDCAP | Aumento do benefício alimentação | Programa de estágio. - Contratação e implementação do Geopost. - Contratação para migração dos dados para nuvem | Aprovação da Política de Segurança da Informação | Contratação do PENTEST | Implantação do WAF. - Criação da Área de Gestão de Documentos e Arquivo da PPSA e da CPAD | Elaboração de documentação para contratação da equipe. - Estudo para contratação do ERP realizado | Documentação para contratação do ERP concluída. - Desenho e aprovação do fluxo de gestão de ballots | Estudo das alternativas concluída com definição do escopo. - Participação da PPSA em diversos fóruns e congressos. - Aditivo do Contrato de remuneração com o MME. - Lançamento Oficial do Programa de Gestão do Conhecimento. 4º Diretriz: Fomentar ações de descarbonização nos consórcios - Criação do Comitê Estratégico de Descarbonização - Portaria nº 02/2024. - Publicação do Painel de Emissões nos contratos de partilha. - Relatório final do Comitê de Descarbonização com recomendações. Para o ciclo 2025-2029 foram estabelecidas quatro Diretrizes Estratégicas. A cada diretriz estratégica correspondem objetivos estratégicos que, por sua vez, se desdobram em iniciativas estratégicas, as quais são a face da implementação do plano estratégico. Metas de topo da empresa para 2025: Superar o volume de petróleo comercializado para a União em relação a 2024; Realizar o processo seletivo público para contratação de quadro permanente. 8. Controles Internos e Gestão de Riscos A Assessoria de Planejamento Estratégico, diretamente ligada à Presidência, é a área responsável por estruturar o gerenciamento de riscos e gerir os controles internos estratégicos. O Sistema de Gestão garante um gerenciamento eficaz dos processos, ajudando a empresa a atingir seus objetivos e metas, e é baseado em quatro pilares: Planejamento Estratégico, Gerência da Rotina, Gerenciamento de Riscos e Programa de Integridade. O objetivo é facilitar a atuação em conformidade com a legislação, manter uma governança sólida e uma operação sistematizada, além de reduzir a vulnerabilidade à fraude e à corrupção. Cabe à equipe do Planejamento Estratégico organizar a documentação referente às políticas e procedimentos da empresa. O sistema comporta atualmente 91 políticas e procedimentos. O modelo também inclui mecanismos de monitoramento e controle para garantir que os processos e atividades da empresa estejam sendo executados conforme planejado e que os resultados estejam em linha com as metas estabelecidas. Outros mecanismos de controle: Financeiro - Responsável por assegurar a confiabilidade dos registros e controles e a pronta elaboração de relatórios e demonstrações contábeis. Licitações - Responsável por garantir os princípios da legalidade, isonomia e ampla competitividade nas licitações e contratações. Gestão documental - Responsável por garantir a organização, preservação, acesso e descarte adequado de documentos. Auditoria interna - Responsável por auditar e reportar as ações em curso juntos aos órgãos colegiados Modelo de três linhas Para evitar falhas e inconsistências nos processos, a empresa adota o modelo das três linhas de defesa, que divide as responsabilidades de controle. Primeira Linha: Responsáveis por gerenciar e implementar ações de controle e gerenciamento de riscos nas suas atividades. Segunda Linha: Áreas que exercem funções de controle de riscos, assessorando as atividades de controle realizadas pelos gestores. Terceira Linha: Área técnica de controle e assessoramento ao Conselho de Administração. Avalia a efetividade dos controles internos, aponta e reporta eventuais desvios e vulnerabilidades e sugere melhorias. 9. Resultados da Gestão 9.1. Gestão dos contratos de partilha de produção Para realizar as atividades de gestão de contratos, a PPSA conta com um time de Gerentes Executivos que trabalham em conjunto com um escritório interno de projetos e quatro superintendências: Comercialização, Reservatórios, Exploração, e Desenvolvimento e Produção. Diante da complexidade das jazidas dentro do polígono do pré-sal, que apresentam características únicas, de sistemas de produção também diferenciados, e do alto nível das equipes dos operadores, é a capacidade técnica gerencial e de desenvolvimento de projetos destas equipes, em conjunto com uma atuação bem orquestrada, que garantem que a empresa consiga obter os melhores resultados para a União nos contratos sob nossa gestão. Como gestora, a PPSA lidera todos os comitês operacionais dos consórcios com 50% de voto nas principais decisões. Cabe à equipe avaliar todas as estratégias propostas em cada contrato, analisar e aprovar os planos e programas ao longo das fases de exploração e produção, analisar e aprovar as contratações de bens e serviços, um minucioso trabalho de reconhecimento e auditoria dos custos incorridos, propor e avaliar o uso de novas tecnologias nos projetos, além de monitorar e acompanhar a performance da produção, gerir a conta Custo em Óleo e calcular as participações da União. Toda a atuação da empresa é pautada em procedimentos para garantir a padronização, eficiência e qualidade da gestão. Para realizar as contratações e atividades previstas, os operadores encaminharam 807 notificações (ballots) e AFEs (autorização de despesas, na sigla em inglês) para aprovação da PPSA e demais membros dos Comitês Operacionais em 2024, um aumento de 21% em relação ao ano anterior. Embora essa atividade envolva grande parte da equipe técnica e demande tempo, 99,8% foram respondidos no prazo médio de aproximadamente cinco dias úteis. Para dar suporte às atividades de gestão de contratos, a PPSA utiliza o Sistema de Gestão de Gastos de Partilha de Produção (SGPP), uma plataforma digital. É por meio dela que os operadores lançam diariamente todos os gastos relacionados às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção a serem deduzidos como custo em óleo. Em 2024, foram recebidas 460 remessas de custo em óleo referentes a 24 contratos. Em paralelo, a ferramenta também recebe cerca de 10 mil boletins diários de produção dos FPSOs que atuam no polígono do pré-sal. O que torna possível também realizar o cálculo do excedente em óleo e de gás natural da União pelo sistema. Durante o ano, foram atendidos cerca de 500 chamados e realizadas mais de 18 mil horas de desenvolvimento, que resultaram em 25 melhorias no sistema. Destaques do regime de partilha em 2024: Entrada em operação do FPSO Marechal Duque de Caxias no Campo de Mero, com capacidade para produzir diariamente até 180 mil barris de óleo por dia (bpd) e comprimir até 12 milhões de metros cúbicos de gás. O navio possui tecnologias para redução de emissões como, por exemplo, a CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage), na qual o gás rico em CO2 é reinjetado no reservatório. O navio-plataforma Sepetiba, que entrou em produção em Mero no dia 31 de dezembro de 2023, atingiu o seu topo de produção em agosto de 2024, com 180 mil bpd. O FPSO Guanabara, também em Mero, foi o navio-plataforma com a maior produção em 2024, com produção média de 239 mil boe/dia, segundo dados da ANP. Além do Guanabara, outros oito FPSOs em operação sob regime de partilha figuram no top 10 do ranking de maiores produtores. São eles: os FPSOs P-77 (Búzios), Carioca (Sépia), P-70 (Atapu), Almirante Barroso (Búzios), P-75 (Búzios), P-71 (Itapu), P-76 (Búzios) e Cidade de Itaguaí (Tupi). Em abril, a Petrobras assinou com a Seatrium O&G Americas Limited os contratos de construção dos FPSOs P-84 e P-85. As unidades serão destinadas aos campos de Sépia e Atapu, na Bacia de Santos, com início de produção previsto entre 2029 e 2030. O FPSO Alexandre de Gusmão saiu em dezembro, da China, rumo ao campo de Mero. O início da operação da unidade está previsto para 2025, e elevará em 31% a atual capacidade de produção instalada em Mero, para 770 mil barris diários. O FPSO Bacalhau saiu em navegação para o Brasil em dezembro de 2024. Será um dos maiores navios-plataforma instalados no mundo, com capacidade de produção de 220.000 barris (de óleo) por dia e o primeiro a ser operado por companhia estrangeira no pré-sal (Equinor). O FPSO entrará em operação a partir de 2025. O FPSO Almirante Tamandaré chegou em outubro ao Campo de Búzios para operar a partir de 2025, com potencial para produzir diariamente até 225 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. A plataforma P-71, em Atapu, aumentou a produção para 160 mil bpd. Concluída a negociação do Aditivo 4 ao AIP de Sapinhoá, fruto da primeira redeterminação da Jazida Compartilhada de Sapinhoá. Aditivo já submetido à aprovação da ANP. Concluídas as contratações necessárias e iniciada a perfuração do poço pioneiro do Norte de Brava (PEM). Em 2024, foram assinados aditivos ao Acordo de Equalização de Gastos e Volumes (AEGV), ao EGV e ao AIP de Brava. A União é credora do AEGV em R$ 5,6 milhões. Concluída a perfuração do poço pioneiro de Pau Brasil (PEM). Negociado o AIP de Gato do Mato, elaborado o Plano de Desenvolvimento (incluindo solução para exportação de gás) e recebidas as propostas para os principais sistemas do projeto (FPSO, SURF e poços). O projeto entrou na fase de decisão final de investimento. Devolução total do bloco de Alto de Cabo Frio Oeste, com notificação à ANP em junho de 2024. No Campo de Titã, foi firmado Acordo de Confidencialidade da PPSA com ExxonMobil - Operador de Titã -, Petrobras e QatarEnergy para identificação de oportunidades em Gás Natural no CPP de Titã e nos Contratos de Concessões S-M- 536_R15, S-M-647_R15, C-M-753_R15 e C-M-789_R15. Em Libra, discussão da aprovação da plataforma de Mero 5, com capacidade para 150.000 bpd de óleo e de 16 milhões de m3/d de gás. Também foi iniciada a construção do Hi-Sep de Mero 3 pela TechnipFMC, com previsão de instalação no FPSO Duque de Caxias em 2028. Em Água Marinha, foi aprovada a perfuração da locação denominada Andorinha, para 2025. Em Búzios, foi concluída a análise de viabilidade e conceito de Búzios 12 e estudo de alternativas. Também foi realizada a interligação do sistema de gás do FPSO Almirante Barroso e realizada a primeira exportação de gás. *Em Uirapuru, em dezembro de 2024, o operador apresentou o resultado de novos estudos, trazendo a possibilidade de avançar com projeto de desenvolvimento no bloco. Produção futura De acordo com a nova edição do estudo "Estimativa de produção dos Contratos de Partilha e de arrecadação para os cofres públicos no período 2025-2034", elaborado pela equipe da PPSA e apresentado no Fórum Técnico, em dezembro de 2024, a curva de produção de petróleo em regime de partilha terá crescimento contínuo até 2030, quando atingirá o pico com cerca de 2,1 milhões de barris por dia (bpd). A produção estimada para a parcela de petróleo da União é apresentada no estudo em três cenários "Pessimista, Mais Provável e Otimista e Pessimista" e considera apenas os nove contratos comerciais e três acordos de individualização da produção com áreas não contratadas. Em todos os cenários, a produção apresenta crescimento contínuo por, pelo menos, mais seis anos. No cenário mais otimista, que considera o barril de petróleo a US$ 90, o pico é alcançado em 2030 com 583 mil bpd, quase cinco vezes o volume de produção de dezembro do ano. A curva de disponibilidade de gás natural dará um salto nos próximos anos. Já em 2025, a exportação de gás dobra, atingindo 7,3 milhões de m³/dia e mais que duplica novamente em 2030, quando chega ao pico, com 16,8 milhões de m³/dia. A exportação de gás natural da União nos contratos de partilha e nos acordos de individualização deverá aumentar cerca de dez vezes o volume atual no próximo decênio, mesmo considerando as estimativas do cenário Pessimista. No cenário Otimista, a exportação aumenta de uma média diária de 390 mil m³/ dia em 2025 para 3,5 milhões de m³/dia em 2031, mantendo-se acima de 3 milhões de m³/dia por cinco anos consecutivos Novos campos A partir de 2025, novos blocos poderão ser licitados em regime de partilha de produção. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), autorizou a licitação de 21 blocos na Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP). Caso estes blocos sejam licitados, a PPSA poderá fazer a gestão de até 47 contratos nos próximos anos. Além dos blocos já autorizados, outros blocos poderão ser ofertados no futuro como resultado de estudos realizados pela PPSA. Seguindo a Diretriz 1 do Planejamento Estratégico 2024-2028, que teve como objetivo "Aumentar a atratividade do pré-sal", a equipe técnica da PPSA trabalhou na interpretação da base do pré-sal e na identificação de áreas potenciais. Como resultado deste trabalho, pela primeira vez desde a criação da empresa, foi apresentado à ANP estudos e documentação propondo quatro novos blocos exploratórios, além da nominação de uma área no entorno do campo de Jubarte, para os leilões da Oferta Permanente da Partilha. São os blocos Morganita, Siderita, Apatita e Olivina, além do Entorno de Jubarte. As áreas estão atualmente em avaliação pela ANP. 9.2. Representação da União nos 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 em nome da União e encontram-se efetivos. Outros oito estão em processo de avaliação. A atividade de representação da União nos AIPs requer um acompanhamento constante desses contratos, o que exige uma equipe de profissionais com conhecimento técnico e negocial. Ao longo de 2024, a equipe seguiu acompanhando os AIPs já efetivos, além de avaliar e negociar áreas com potencial de realização de um acordo que beneficie a União. Principais destaques: AIP de Tupi: Em junho de 2024, o operador notificou a ANP sobre a possibilidade da jazida compartilhada se estender a sudoeste, para além da atual área individualizada. Caso a ANP se manifeste quanto a essa notificação, haverá uma alteração na área individualizada e a redefinição das participações. O processo para a primeira redeterminação já está em curso e encontra-se na fase de avaliação técnica das partes. AIP de Jubarte: O AIP de Jubarte é um dos oito acordos em avaliação. Ao longo do ano, foram discutidos os documentos do AIP e do Acordo de Gestão e foram realizadas reuniões técnicas entre as partes para definição das parcelas de participação. As documentações do AIP e do Plano de Desenvolvimento estão em fase final de avaliação para serem submetidos à ANP até maio de 2025. AIP de Caxaréu: O AIP de Caxaréu também está em processo de avaliação. Em 2024, as partes trabalharam no Aditivo do Acordo de Confidencialidade, para a consequente passagem de dados e informações.