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

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Nº 71, sexta-feira, 12 de abril de 2024
ISSN 1677-7042
Seção 1
Confira o percentual mínimo do excedente em óleo da União e o bônus de
assinatura estabelecido por bloco:
* Itaimbezinho | 6,67% e R$ 11.008.615,95;
* Ametista | 6,41% e R$ 1.060.087,39;
* Ágata | 6,48% e R$ 30.355.184,66;
* Mogno | 8,81% e R$ 32.766.127,53;
* Jaspe | 16,72% e R$ 52.234.042,42;
* Amazonita | 12,91% e R$ 86.591.721,01;
* Safira Leste | 9,03% e R$ 140.113,58;
* Safira Oeste | 23,01% e R$ 123.019.652,15;
* Citrino | 8,87% e R$ 5.689.435,33;
* Larimar | 10,65% e R$ 36.469.743,39;
* Ônix | 10,59% e R$ 21.299.775,37.
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