A Pré-Sal Petróleo (PPSA) publicou hoje o Relatório Anual da Administração 2020, com informações consolidadas sobre os principais resultados da empresa. O documento apresenta as atividades da PPSA em suas três frentes de atuação: melhorias na governança corporativa, investimentos em tecnologia e recursos humanos e o desempenho financeiro do exercício.

Em colaboração com os operadores, a PPSA fez a gestão de 17 contratos de partilha de produção, com atividades diversas em todos os projetos. Seis contratos já declararam comercialidade e os outros estão em fase de exploração. Em outra frente de atuação, a companhia representou a União nos acordos de individualização da produção e comercializou quase 3 milhões de barris de petróleo e 40 milhões de metros cúbicos de gás natural de propriedade da União. Com todas essas atividades, foram arrecadados R$ 704,2 milhões para os cofres públicos em 2020.

O relatório também ressalta as expectativas para a produção da União na década. De acordo com o  estudo Estimativas de Resultados nos Contratos de Partilha de Produção, divulgado no 3º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, até 2030, a produção média diária nos campos do Polígono do Pré-Sal saltará dos 47 mil barris por dia, registrados em dezembro de 2020, para 3,6 milhões de barris diários. A União terá direito a uma produção acumulada de, aproximadamente, 1 bilhão de barris ao longo de dez anos. Isso significa uma receita para os cofres públicos da ordem de US$ 75,3 bilhões com a comercialização.

Em 2020, a companhia trabalhou em dois projetos de extrema relevância, até então inéditos na empresa: a negociação dos Acordos de Coparticipação dos Campos de Búzios e Itapu – um novo instrumento jurídico que passará a vigorar no pré-sal e de vital importância para definir participações da União nesses campos – e a representação da União para estudos das áreas de Atapu e Sépia.

Clique aqui para ter acesso ao Relatório da Administração 2020: https://www.presalpetroleo.gov.br/ppsa/acesso-a-informacao/relatorios-da-administracao/

A Petrobras informa que manifestou, dia 28, ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) o interesse no direito de preferência na Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa no regime de Partilha de Produção, nos termos da Lei 12.351/2010 e do Decreto Federal 9.041/2017.

A Diretoria Executiva da companhia aprovou a manifestação de interesse no direito de preferência nas áreas de Atapu e Sépia, com percentual de 30%, considerando os parâmetros divulgados na Resolução do CNPE nº 05, de 22 de abril de 2021, e na Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME) nº 08, de 19 de abril de 2021.

Os valores correspondentes aos bônus de assinatura a serem pagos, caso haja confirmação dos percentuais de participação nos termos acima pelo CNPE, serão de R$ 1.200,6 milhões para Atapu e R$ 2.141,4 milhões para Sépia.

A manifestação do interesse está em linha com o Plano Estratégico da companhia, com foco na concentração dos seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas.

A licitação internacional promovida pela Pré-Sal Petróleo (PPSA) nesta quarta-feira, 28, para contratar um agente comercializador para o petróleo destinado à União proveniente da Área Individualizada de Tupi foi declarada deserta, sem o recebimento de propostas. As empresas Equinor, Petrobras e Total, que pediram cadastramento para participar, não enviaram a documentação.

O contrato previa a contratação do agente comercializador por cinco anos, período em que deveriam ser comercializados quatro milhões de barris de petróleo a um valor estimado de US$ 218 milhões.

Situado na Bacia de Santos, Tupi é o principal campo produtor de petróleo e de gás natural dos reservatórios do pré-sal, sendo operado pela Petrobras (65%), com os sócios Shell (25%) e Petrogal (10%). Como as reservas do campo se estendem para área não contratada, em abril de 2019 foi celebrado um Acordo de Individualização da Produção (AIP), que concedeu à União uma participação de 0,551% na jazida compartilhada.

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) realiza nesta quarta-feira, dia 28, às 10h, licitação internacional para a contratação de um agente comercializador para o petróleo destinado à União proveniente da Área Individualizada de Tupi. O contrato terá duração de cinco anos, devendo comercializar 4 milhões de barris de petróleo a um valor estimado de US$ 218 milhões.

Devido às restrições impostas pela pandemia, a sessão pública da licitação será virtual, transmitida pelo canal do YouTube da PPSA (www.youtube.com/PreSalPetroleoPPSA) com participação aberta às licitantes e ao público em geral. Situado na Bacia de Santos, Tupi é o principal campo produtor de petróleo e de gás natural dos reservatórios do pré-sal, sendo operado pela Petrobras (65%), com os sócios Shell (25%) e Petrogal (10%). Como as reservas do campo se estendem para área não contratada, em abril de 2019 foi celebrado um Acordo de Individualização da Produção (AIP), que concedeu à União uma participação de 0,551% na jazida compartilhada.

O agente comercializador de Tupi será responsável por todo o processo de comercialização, incluindo a identificação do comprador, o carregamento no FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência), o transporte até o ponto de transbordo ou entrega por cabotagem, o eventual transporte de longo curso e a contratação de seguros, inspeção independente e operação de proteção de preço de petróleo (hedge).

A licitação está aberta a empresas nacionais e estrangeiras, individualmente ou em consórcio, desde que este seja liderado por uma empresa nacional produtora e exportadora de petróleo, e atuante no pré-sal. O consórcio é limitado a três participantes, podendo fazer parte uma empresa de trading do mesmo grupo econômico da empresa líder e uma empresa de logística.

Serviço:

Data: 28 de abril

Hora: 10h

Transmissão: Canal do YouTube da PPSA – www.youtube.com/PreSalPetroleoPPSA

Mais informações: https://presalpetroleo.gov.br/ppsa/licitacoes-e-contratos/agente-comercializador

A licitação internacional promovida pela Pré-Sal Petróleo (PPSA) nesta quarta-feira, 28, para contratar um agente comercializador para o petróleo destinado à União proveniente da Área Individualizada de Tupi foi declarada deserta, sem o recebimento de propostas. As empresas Equinor, Petrobras e Total, que pediram cadastramento para participar, não enviaram a documentação.

O contrato previa a contratação do agente comercializador por cinco anos, período em que deveriam ser comercializados quatro milhões de barris de petróleo a um valor estimado de US$ 218 milhões.

Situado na Bacia de Santos, Tupi é o principal campo produtor de petróleo e de gás natural dos reservatórios do pré-sal, sendo operado pela Petrobras (65%), com os sócios Shell (25%) e Petrogal (10%). Como as reservas do campo se estendem para área não contratada, em abril de 2019 foi celebrado um Acordo de Individualização da Produção (AIP), que concedeu à União uma participação de 0,551% na jazida compartilhada.

Contrato terá duração de cinco anos e é estimado em US$ 218 milhões

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) realiza nesta quarta-feira, dia 28, às 10h, licitação internacional para a contratação de um agente comercializador para o petróleo destinado à União proveniente da Área Individualizada de Tupi. O contrato terá duração de cinco anos, devendo comercializar 4 milhões de barris de petróleo a um valor estimado de US$ 218 milhões.

Devido às restrições impostas pela pandemia, a sessão pública da licitação será virtual, transmitida pelo canal do YouTube da PPSA com participação aberta às licitantes e ao público em geral. Situado na Bacia de Santos, Tupi é o principal campo produtor de petróleo e de gás natural dos reservatórios do pré-sal, sendo operado pela Petrobras (65%), com os sócios Shell (25%) e Petrogal (10%). Como as reservas do campo se estendem para área não contratada, em abril de 2019 foi celebrado um Acordo de Individualização da Produção (AIP), que concedeu à União uma participação de 0,551% na jazida compartilhada.

O agente comercializador de Tupi será responsável por todo o processo de comercialização, incluindo a identificação do comprador, o carregamento no FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência), o transporte até o ponto de transbordo ou entrega por cabotagem, o eventual transporte de longo curso e a contratação de seguros, inspeção independente e operação de proteção de preço de petróleo (hedge).

A licitação está aberta a empresas nacionais e estrangeiras, individualmente ou em consórcio, desde que este seja liderado por uma empresa nacional produtora e exportadora de petróleo, e atuante no pré-sal. O consórcio é limitado a três participantes, podendo fazer parte uma empresa de trading do mesmo grupo econômico da empresa líder e uma empresa de logística.

Serviço:

Data: 28 de abril

Hora: 10h

Transmissão: Canal do YouTube da PPSA – www.youtube.com/PreSalPetroleoPPSA

Mais informações: https://presalpetroleo.gov.br/ppsa/licitacoes-e-contratos/agente-comercializador

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, nesta terça-feira (20/4), os parâmetros técnicos e econômicos para a Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa dos Campos de Atapu e Sépia

Os parâmetros escolhidos derivam de estudos robustos que envolvem modelagens geofísicas, geológicas, de reservatório e econômicas, seguidos por abordagem multicritério para a indicação da alternativa de bônus de assinatura e de percentual de óleo mínimo para a União mais eficiente, dentre todas as simulações realizadas.

A decisão soma-se aos esforços iniciados logo após a realização do primeiro Leilão do Excedente da Cessão Onerosa, em novembro de 2019, desde o qual o Governo Federal passou a atuar na direção de proporcionar maior atratividade e competitividade ao segundo certame.

Os parâmetros aprovados foram:

– PARA BÔNUS DE ASSINATURA:

I – no Campo de Sépia:

Bônus de assinatura (R$): 7,138 Bilhões

II – no Campo de Atapu:

Bônus de assinatura (R$):  4,002 Bilhões

– PARA ALÍQUOTA ÓLEO-LUCRO:

I – no Campo de Sépia:

Alíquota de partilha (%): 15,02

II – no Campo de Atapu:

Alíquota de partilha (%): 5,89

Importa esclarecer que, em observância à Lei nº 12.351/2010, os valores serão propostos para aprovação do Presidente da República.

A decisão de hoje, avança, de forma assertiva, na direção da realização do certame em dezembro de 2021, calcado nos pilares da transparência, atratividade, rastreabilidade, redução de incertezas, e segurança jurídica e regulatória.

Conforme a legislação em vigor, a Petrobras deverá manifestar o seu direito de preferência, em até 30 dias, após a publicação da Resolução do CNPE.

Atendendo aos normativos legais, todos os elementos do processo de que trata o presente leilão serão encaminhados ao Tribunal de Contas da União (TCU).

“Apenas nesses campos, durante o período de operação, os investimentos previstos são de 200 bilhões de reais, e o custo de oportunidade de não realizarmos esse leilão neste ano é de 12 a 15 bilhões de reais. Essa é a importância que reveste a nossa reunião no dia de hoje”, destacou o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque.

O ministro também fez questão de agradecer a todos os envolvidos no processo de elaboração das diretrizes do leilão. “Foram mais de 130 reuniões para que chegássemos a pauta de hoje: os campos de Sépia e Atapu. Agradeço especialmente a Agência Nacional do Petróleo (ANP), a Pré-Sal Petróleo SA. (PPSA), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a Casa Civil, ao Ministério da Economia, ao Ministério das Relações Exteriores e ao Tribunal de Contas da União (TCU), que deram contribuições importantes para que estivéssemos reunidos no dia de hoje”, disse.

A reunião contou com a presença dos ministros Luiz Eduardo Ramos da Casa Civil, Paulo Guedes da Economia, Ricardo Salles do Meio Ambiente, Augusto Heleno do Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República, além do ministro Bento Albuquerque, presidente do CNPE, e do representante das secretarias de minas e energia dos estados, Adão Linhares Muniz. Também participaram representantes da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e dos demais ministérios que compõem o CNPE.

Fonte: MME

A produção acumulada desde o início da série histórica, em 2017, nos três contratos em regime de partilha, atingiu 50,4 milhões de barris de petróleo em fevereiro. A Área de Desenvolvimento de Mero foi responsável por 68% da produção do período. A parcela total acumulada do excedente em óleo da União ficou em 8,3 milhões de barris de petróleo desde 2017.

Em fevereiro de 2021, a média diária da produção total nos três contratos foi de 51 mil barris por dia (bpd), sendo 36 mil bpd na Área de Desenvolvimento de Mero, agora operando com duas linhas de 6 polegadas, 9 mil bpd no Entorno de Sapinhoá e 6 mil bpd em Tartaruga Verde Sudoeste. O resultado foi 11% superior ao registrado em janeiro.

O excedente em óleo da União registrou uma média diária total de 11,5 mil bpd, sendo 5,3 mil bpd na Área de Desenvolvimento de Mero e 6,2 mil bpd em Entorno de Sapinhoá. As informações constam do Boletim Mensal dos Contratos de Partilha de Produção, elaborado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), gestora dos contratos em nome da União.

A produção média diária total do gás natural disponível dos dois contratos com aproveitamento comercial ficou em 275 mil m³/d, sendo 231 mil m³/d no Entorno de Sapinhoá e 44 mil m³/dia em Tartaruga Verde Sudoeste. Comparado ao mês anterior, o volume de gás disponível teve um aumento de 0,42%.

A média diária total do excedente em gás da União limitou-se ao excedente vindo do Entorno de Sapinhoá, que foi de 150 mil m³/d.  O resultado reflete um aumento de 26% em relação ao mês anterior. O gás natural produzido em Mero, com alto teor de CO2, está sendo injetado no reservatório para aumento da produção de petróleo, sem previsão de comercialização.

Desde 2018, a produção acumulada soma 217 milhões de m³ de gás natural disponível com aproveitamento comercial. O excedente em gás natural desde 2017 é de 60,3 milhões de m³.

Dos 17 contratos em regime de partilha de produção, três estão atualmente em produção: Libra (Área de Desenvolvimento de Mero), Entorno de Sapinhoá e Tartaruga Verde Sudoeste, operando 04 FPSOs e 18 poços.

O Ministério de Minas e Energia publicou nesta segunda-feira, no Diário Oficial da União, despacho do ministro Bento Albuquerque aprovando o acordo firmado pela Pré-Sal Petróleo S.A. e a Petróleo Brasileiro S.A. a respeito dos novos parâmetros e valor da Compensação a ser paga à Petrobras pelos investimentos realizados nos Campos de Atapu e Sépia, em decorrência de licitação, em regime de Partilha de Produção, dos volumes excedentes da Cessão Onerosa desses Campos, cujo teor será divulgado pelas signatárias. Para a aprovação, foi considerado o disposto no art. 3º, parágrafo único, da Portaria nº 23/GM/MME, de 27 de janeiro de 2020, na redação dada pela Portaria nº 493/GM/MME, de 26 de fevereiro de 2021.

O valor da compensação antes do gross up é de US$ 3.253.580.741,00 (três bilhões, duzentos e cinquenta e três milhões, quinhentos e oitenta mil, setecentos e quarenta e um dólares) para o Campo de Atapu; e US$ 3.200.388.219,00 (três bilhões, duzentos milhões, trezentos e oitenta e oito mil, duzentos e dezenove dólares) para o Campo de Sépia.

O valor da compensação poderá ser eventualmente complementado a cada ano, entre 2022 e 2032, caso o preço do petróleo tipo Brent atinja média anual superior a US$ 40 por barril até o limite de US$ 70 por barril, conforme tabela anexa ao Acordo.

Leia aqui o despacho: https://www.in.gov.br/web/dou/-/despacho-de-16-de-abril-de-2021-314644147