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FPSO Pioneiro de Libra Felipe Kateb Botelho

Pré-sal: seleção tem vagas com salário de até R$ 25 mil

Oportunidades são para contratos de até dois anos e exigem nível superior. Inscrições vão até o dia 6 de agosto

Felipe Kateb Botelho

Em meio a uma calmaria de vagas, o mercado de óleo e gás acaba de abrir uma oportunidade. A Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa pública vinculada ao Ministério de Minas e Energia, está com inscrições abertas para um processo que pretende selecionar 15 profissionais para con­tratos de até dois anos. Os salários são atraentes: variam de R$ 5 mil a R$ 25 mil.

Há vagas para cargos em áreas como licitações e contratos, desenvolvimento e produção e tecnologia da informação. As inscrições vão até 6 de agosto pelo site funrio.org.br, com taxas de R$ 80 e R$ 200, conforme a posição pretendida.

Todas as vagas exigem nível superior e conhecimento técni­co na área de atuação. Em algumas, também há necessidade de experiência mínima de 15 anos.

O processo seletivo terá uma prova objetiva e outra discursiva, ambas de caráter elimi­natório. Os testes serão apli­cados nos dias 26 e 27 de agosto, respectivamente.

Segundo o presidente da PPSA, lbsen Flores, a empre­sa busca candidatos com per­fil qualificado e larga experi­ência devido ao pioneirismo no setor.

— O pré-sal é uma província petrolífera de primeira grandeza: altíssima produtividade dos poços, reservatórios exten­sos e de grande espessura, além de baixo risco explorató­rio — diz ele — Para somar em nosso quadro funcional, buscamos atrair a atenção de profissionais experientes que te­nham competência técnica e motivação para participar de um projeto desafiador.

A PPSA atua em três gran­des frentes no Polígono do Pré-sal: gestão dos contratos de partilha de produção, ges­tão da comercialização de pe­tróleo e gás natural e repre­sentação da União nos acor­dos de unitização.

Tendência de melhora

Segundo Rodrigo Maranini, ge­rente das divisões de Engenha­ria e Logística e TI da consulto­ria Talenses no Rio, quem aposta no setor de óleo e gás deve começar a prestar mais atenção a partir de agora nas oportuni­dades. Embora não sejam pre vistas grandes contratações como no passado, a tendência é de melhora no quadro.

Segundo ele, fatores como a abertura na exploração do petróleo, tirando a exclusividade da Petrobras, e a desvalorização da moeda fizeram com que empresas internacionais voltem a olhar para o Brasil como um local de investimento.

— A tendência ainda é que as companhias foquem em manter seus quadros. Mas vai chegar uma hora que vão precisar de mais mão de obra — prevê ele. — Quem tem interesse, precisa se qualificar e estar atento às movimentações do mercado.

Caderno Boa Chance – O Globo

 

Ibsen Flores Lima

ENTREVISTA – Pré-sal Petróleo prevê cinco sistemas de produção em libra até 2023

Por Daniel Fraiha (daniel@petronoticias.com.br)
A Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) ainda não está nem perto de ter o peso que terá nos próximos anos, quando de fato começar a gerir a venda de petróleo do pré-sal em nome da União, mas vem ganhando um novo degrau a cada dia, já com seu segundo presidente em pouco tempo de história. Oriundo do quadro da Petrobrás, onde ocupava uma gerência geral na área de Exploração e Produção, Ibsen Flores Lima assumiu o posto em novembro do ano passado, na esteira das mudanças promovidas com a chegada de Michel Temer à presidência da República, e desde então tem evitado chamar atenção. É ele, no entanto, quem representa o governo nos contratos do pré-sal e os volumes de recursos a serem movimentados nos próximos anos certamente farão muitos olhares se voltarem para sua cadeira. Enquanto isso não acontece, a estatal vem trabalhando a partir de contratos de prestação de serviço fechados com o governo, com um orçamento mensal médio de R$ 3,2 milhões, e fechou o ano de 2016 com um lucro módico de R$ 5,7 milhões. Quase nada perto dos 41,65% de participação que o governo terá na produção de Libra e de outros campos do pré-sal no futuro. Para se ter ideia, apenas em 2017, quando a produção no campo começará em regime de Teste de Longa Duração (TLD), com uma estimativa inicial de 30 mil barris por dia, estão previstos cerca de R$ 767,97 milhões referentes aos contratos de venda de óleo em nome da União, o que inclui também as áreas unitizáveis na província petrolífera, como os campos de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, e de Lula Sul e Sapinhoá, na Bacia de Santos, todos operados pela Petrobrás.
Se parece um valor muito alto, ainda se distancia bastante do quadro esperado para os próximos anos, quando uma série de outras unidades de produção entrará em operação nos campos. Apenas para Libra, estão previstos cinco sistemas produtivos até 2023. “Além do Teste de Longa Duração e do Projeto Piloto de Libra (Libra 1), este previsto para entrar em produção em 2020, ainda estão planejados para os anos seguintes outros três sistemas de produção para a área noroeste de Libra (NW). Eles são informalmente denominados Libra 2, Libra 3 e Libra 4 e, em princípio, deverão entrar em produção em intervalos de cerca de um ano entre si, a partir de Libra 1”, diz Flores Lima, em entrevista exclusiva ao Petronotícias.
Como é o cronograma de Libra para 2017 e 2018?
De acordo com o contrato de partilha de Libra, a Fase de Exploração terá duração até 02/12/2017, quando o contrato estará completando quatro anos de vigência, sendo esta a data limite para a Declaração de Comercialidade. No ano de 2017 está prevista a continuação da perfuração de poços para completar o Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) e uma aquisição sísmica na área sudeste do campo. Além disso, terão início as operações do FPSO Pioneiro de Libra que realizará o Teste de Longa Duração (TLD) com uma produção estimada em 30 mil barris de petróleo por dia. Os estudos para o desenvolvimento da área Noroeste do campo estão também em andamento.
No ano de 2018, com a Declaração de Comercialidade da área noroeste de Libra, já na fase de desenvolvimento de produção, terá continuidade o Sistema de Produção Antecipada (SPA) com o FPSO Pioneiro. A perfuração dos poços de desenvolvimento para o Projeto Piloto, denominado Libra 1, será também iniciada, com previsão para entrar em produção em 2020, com uma capacidade de 180 mil barris de petróleo por dia óleo e de 12 milhões de m3/d de gás.
Qual é o planejamento da PPSA neste período e quais as metas da empresa?
As principais metas para as três “atividades fins” da PPSA são:
Gestão dos Contratos de Partilha: caberá à União cerca de 42% da produção do TLD, até a declaração de comercialidade. Uma vez declarada a comercialidade, terá início a recuperação de custos por parte dos sócios investidores, que corresponde, na fase inicial, a 50% da produção bruta. Após descontado 15% de contribuição para os royalties, resta 35% como Excedente em Óleo, do qual a PPSA terá cerca de 42%.
Representar a União nos procedimentos de individualização da produção: está previsto para 2017 a conclusão e homologação pela ANP de cinco Acordos de Individualização da Produção (AIPs), bem como a assinatura dos acordos complementares, que permitam a operacionalização dos AIPs.
Comercialização do petróleo e gás natural: de acordo com o cronograma do Teste de Longa Duração que será realizado na área de Libra, está previsto para o final de 2017 o início da comercialização do petróleo de propriedade da União, além da possibilidade de comercialização da parcela da União na produção das áreas “unitizadas” (objetos de Acordos de Individualização da Produção). Entre os atos para a efetivação da comercialização está a contratação do agente comercializador, de acordo com a política de comercialização definida pelo CNPE. Todos os atos praticados pela PPSA para cumprimento de sua atribuição legal são reportados no site da empresa na internet.
A PPSA concorda com o pedido de waiver do conteúdo local feito pela Petrobras para o FPSO a ser utilizado na área de Libra? Por quê?
A figura do waiver é um dispositivo que pode ser utilizado quando ocorrer uma ou mais das condições previstas no contrato de partilha. Essas condições são:
Não existir fornecedor brasileiro para o bem adquirido ou o serviço contratado;
Todas as propostas recebidas de fornecedores brasileiros apresentarem prazo de entrega excessivos em relação a congêneres não brasileiros;
Todas as propostas recebidas de fornecedores brasileiros apresentarem preços de entrega excessivos em relação a congêneres não brasileiros; ou
Houver substituição de dada tecnologia para a qual não haja oferta com Conteúdo Local. Nesse caso a exoneração do cumprimento de Conteúdo Local aplica-se somente aos bens e serviços substituídos pela nova tecnologia.
A solicitação de waiver feita à ANP relativa ao FPSO de Libra se baseia na alínea “c”. No caso do FPSO para o primeiro módulo de Libra, o preço proposto na licitação para o afretamento foi cerca de 40% acima das referências do mercado. Além disso, o prazo médio para a construção integral de FPSOs no país tem sido bem superior à necessidade do projeto. Deve-se notar que cada ano de atraso na produção do campo de Libra custará R$ 6 bilhões em receita que deixará de ser recolhida pelo governo, com reflexo nas finanças dos Estados (royalties) e na destinação de recursos a educação e saúde (Fundo Soberano).
A indústria vinha esperando esse projeto como um dos fatores a reaquecer o setor. Como avalia a questão?
Uma política de conteúdo local orientada para a redistribuição setorial de renda do produtor de commodities para fornecedores nacionais é legítima e aceitável quando não impõe custos excessivos para o desenvolvimento dos projetos e, consequentemente, procure assegurar a evolução do suprimento local em bases competitivas internacionalmente.
Trabalhar para se construir uma parceria onde se reconheçam os limites e forças de cada um é o desafio a ser enfrentado.
Como avalia a flexibilização do conteúdo local?
Quem estabelece a política de conteúdo local é o CNPE que, conforme o art. 2º da Lei nº 9.478/1997, entre outras competências define a estratégia e a política de desenvolvimento econômico e tecnológico da indústria de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como da sua cadeia de suprimento.
Compete ao MME, conforme o art. 10 da Lei nº 12.351/2010, propor ao CNPE, entre os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção, o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao desenvolvimento da indústria nacional.
A PPSA sempre cumprirá o que for estipulado no Contrato de Partilha de Produção (CPP), nas resoluções do CNPE e na regulamentação vigente.
Quais são os próximos projetos do pré-sal com participação da PPSA a entrarem em produção e quais os prazos previstos?
Além do Teste de Longa Duração e do Projeto Piloto de Libra (Libra 1), este previsto para entrar em produção em 2020, ainda estão planejados para os anos seguintes outros três sistemas de produção para a área noroeste de Libra (NW). Eles são informalmente denominados Libra 2, Libra 3 e Libra 4 e, em princípio, deverão entrar em produção em intervalos de cerca de um ano entre si, a partir de Libra 1.
Haverá também várias áreas em fase de discussão de Acordo de Individualização da Produção, sendo que algumas já estão em fase de produção e outras ainda na fase exploratória. Uma vez concluídos esses acordos e devidamente homologados pela ANP, haverá uma participação da União na produção desses campos.
A cada nova licitação no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas haverá novos projetos a serem conduzidos sob a gestão da PPSA. Como se prevê a ocorrência da 2ª. e 3ª. Rodadas dos Contratos de Partilha ainda neste ano, a gestão dos contratos resultantes serão em breve novas atribuições da PPSA. Além disso, os chamados “Excedentes da Cessão Onerosa”, que deverão ser contratados dentro do regime de partilha da produção, também terão a participação da PPSA.
Qual foi o resultado financeiro da PPSA em 2016? Qual a estimativa para 2017?
Em 2016 a PPSA apurou um lucro líquido de R$ 5,7 milhões (não auditado). O planejamento para 2017 indica um crescimento da ordem de 15% comparativamente ao exercício de 2016.
Como o planejamento da PPSA tem sido afetado pela freada de investimentos da Petrobras?
Não houve redução de atividades previstas para o projeto Libra, nem tampouco houve redução de atividade na negociação de acordos de individualização da produção sob a responsabilidade da PPSA.
Como a empresa avalia a permissão para que empresas estrangeiras entrem no pré-sal como operadoras?
A PPSA será sempre a gestora dos contratos de partilha, independentemente de quem seja o operador ou consorciado.
Qual o preço mínimo do barril para manter Libra economicamente viável e quais os planos alternativos para o caso de o barril voltar a cair a patamares menores do que essa faixa?
Entendemos que seria mais adequado direcionar essa pergunta ao operador de Libra, já que a PPSA não realiza investimentos diretos nas atividades de partilha de produção, mas apenas reconhece os custos a serem recuperados como “Custo em Óleo”, pelos sócios investidores (contratados).
De qualquer forma, percebe-se que os custos de serviços e equipamentos do setor petróleo e gás estão caindo, fazendo com que o preço de equilíbrio do barril também caia gradativamente. O uso de novas tecnologias também pode contribuir decisivamente para melhorar a economicidade do projeto.

 

 

 

Navio de petróleo

ENTREVISTA – Governo do Brasil começa a negociar petróleo do pré-sal a partir de setembro

Governo começa a negociar petróleo do pré-sal em setembro

Publicada em 28/03/2017
RIO DE JANEIRO (Reuters) – A estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), responsável por representar os interesses do governo federal nos contratos de Partilha, prevê iniciar a comercialização do óleo e do gás da União, extraídos do pré-sal, em setembro, afirmou à Reuters nesta terça-feira o presidente da companhia, Ibsen Flores. Dessa forma, o governo poderá finalmente se beneficiar dos recursos extraídos do pré-sal, sob regime de Partilha, após publicação na última sexta-feira de uma resolução que detalha o papel da estatal previsto na lei de sua criação.
Será a primeira vez na história do Brasil que o governo irá comercializar óleo e gás. Os recursos adquiridos a partir da venda dos produtos serão depositados diretamente na conta do Tesouro Nacional.
“É um mercado novo que se abre no Brasil, pelo que a gente tem conversado com as empresas, existe bastante interesse em atuar neste mercado (como agentes comercializadores contratados pela PPSA)”, destacou Flores, em sua primeira entrevista após a publicação das regras.
Em dezembro, o governo estimou em uma nota que as receitas com a comercialização seriam de 800 milhões de reais em 2017, mas Flores destacou que o cálculo está desatualizado, devido à variação de parâmetros como o valor do petróleo e do dólar.
Nos próximos seis meses, a empresa planeja realizar os trâmites necessários para garantir que as diretrizes determinadas pelo governo sejam cumpridas, além de definir a contratação de um agente comercializador e concluir os cálculos necessários para definir os volumes devidos ao governo.
Parte importante do petróleo que será pago à União neste ano será extraído da área de Libra, na Bacia de Santos, operada pela Petrobras, que entra em Teste de Longa Duração (TLD) em julho, com produção estimada em 30 mil barris de petróleo por dia, segundo Flores.
Do volume produzido no TLD, o governo deverá receber cerca de 12 mil barris/dia. No entanto, o executivo explicou que Libra deverá ser declarado comercial ainda neste ano, cumprindo o prazo previsto em contrato, e o volume apropriado pelo governo irá cair, em função dos custos que passam a ser descontados.
Licitada em 2013, Libra é considerada pelo governo federal como a área de óleo e gás mais promissora no Brasil e foi a única a ser leiloada até agora sob regime de Partilha.
No entanto, o governo ainda poderá receber valores referentes a campos cuja produção é extraída de jazidas que se expandem para áreas da União no polígono do pré-sal. Até o momento, a PPSA assinou Acordos de Individualização da Produção (AIPs) com quatro consórcios, três liderados pela Petrobras e um pela Shell.
No caso da Petrobras, os campos são Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, além de Lula/Sul de Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos. Já no caso da Shell, o campo é Argonauta, na Bacia de Campos.
Segundo Flores, nos próximos meses, será feito um “encontro de contas” com os consórcios que extraem petróleo da União, para avaliar quais os volumes que pertencem ao governo e foram produzidos nesses quatro campos.
“(Faremos) a conta de quanto petróleo foi produzido desde o primeiro momento, todos os gastos que ocorreram durante esse período, de investimento e operação, e, se houver saldo, será pago em petróleo ou em dinheiro”, explicou Flores.
Outros três campos em produção, operados pela Petrobras, na Bacia de Campos, chamados Pirambu, Albacora e Baleia Azul, estão com AIPs em negociação com a PPSA.
A lei exige que a PPSA contrate um agente comercializador para executar a tarefa. Nesse caso, a estatal poderá contratar diretamente a Petrobras ou realizar uma licitação para a contratação de outra empresa.
“A gente já vinha procurando empresas que tivessem o perfil para fazer esse trabalho de agente comercializador, identificamos que são as operadoras que têm produção no Brasil”, disse Flores.
Para o presidente da PPSA, será um bom momento para iniciar a comercialização do petróleo da União, uma vez que as exportações de empresas estrangeiras têm crescido a partir do país e chamado a atenção do mercado internacional.
Atualmente, a PPSA funciona com 30 funcionários e deverá fazer um concurso para a contratação de 15 colaboradores temporários ainda neste ano. Um concurso para funcionários próprios deverá ocorrer apenas em 2018 e, segundo Flores, com um número valor bem inferior aos 150 funcionários que a PPSA pode ter.
O plano do presidente é para que a empresa permaneça enxuta e eficiente, com bastante aposta em tecnologias.
Por Marta Nogueira
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O FPSO Pioneiro de LIbra deixa Singapura ( Cortesia OOGTKK )

Primeira unidade de produção de Libra deixa estaleiro em Singapura

FPSO de Libra ruma para o Brasil

O FPSO Pioneiro de LIbra deixa Singapura ( Cortesia OOGTKK )

O FPSO Pioneiro de Libra já está a caminho do Brasil. Afretada pelo consorcio de Libra para executar testes de produção no ativo, a unidade de produção deixou o Estaleiro Jurong, em Singapura, na madrugada desta terça-feira, depois de convertida pelo consórcio Odebrecht Óleo & Gás (OOG)/Teekay.
De acordo com o cronograma de viagem, o FPSO Pioneiro de Libra deverá chegar ao país em junho, indo direto para a locação para o início dos trabalhos de ancoragem. A unidade de produção está prevista para entrar em operação em julho, marcando a produção do primeiro óleo do modelo de partilha.
O FPSO de Libra está vindo para o Brasil por propulsão própria, após dois anos e três meses de obras de conversão. O primeiro TLD de Libra será instalado na parte Noroeste e ficará interligado a dois poços, o RJS-739 e RJS-742, um produtor e outro injetor, respectivamente.
A produção do projeto nessa etapa deverá oscilar entre 45 mil b/d e 50 mil b/d de óleo e, pela primeira vez, haverá reinjeção do gás produzido em um TLD no Brasil. As projeções do consórcio são de que sejam reinjetados no reservatório por dia cerca de 2,5 milhões m3.
O FPSO Pioneiro de Libra tem capacidade para produzir até 50 mil b/d de óleo e comprimir 4 milhões de m3/d de gás, ficando afretado pelo prazo de 12 anos. Os resultados obtidos no TLD de estreia auxiliarão o consórcio a definir a locação dos poços do sistema de Libra 1, programado para entrar em operação entre o fim de 2020 e o início de 2021.
[28.03.2017]  Brasil Energia
Por Claudia Siqueira

 

 

 

CNPE estabelece política de comercialização de petróleo e gás natural

Resolução concede a PPSA a representatividade nos contratos comercializadores

Crédito: Agência Petrobras

Crédito: Agência Petrobras

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu a política de comercialização do petróleo e gás natural da União, através de resolução publicada no Diário Oficial da União (DOU) desta sexta-feira. As regras foram aprovadas pelo CNPE na reunião de dezembro de 2016 e incluem diretrizes para a atuação da estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA).

A resolução concede a PPSA a representatividade da União nos contratos celebrados com agentes comercializadores para fins de transferência de propriedade do petróleo e do gás natural. Entretanto, caberá a União a apropriação de valoração do petróleo e do gás natural decorrente do comércio pelo agente comercializador.

Há também regras para a prestação de conta anual da atividade de comercialização, bem como cláusulas necessárias em contratos e informações.

Segundo a resolução, a política será implementada em um período de transição, com duração de até 36 meses. Nesta etapa, será possível para União experienciar o modelo para que possa ser aplicado à longo prazo.

É possível conferir a íntegra da resolução aqui.

 

 

 

 

Individualização da produção de Libra avança

Individualização da produção de Libra avança

Consórcio de Libra e PPSA fecham primeiro pré-acordo de unitização da produção do regime de partilha e documento é protocolado na ANP
A ANP começou a avaliar o pré-acordo de individualização da produção do bloco de Libra, o primeiro do regime de partilha. O pré-acordo foi assinado entre o consórcio de Libra (Petrobras, Total, Shell, CNPC e CNOC) e a PPSA na última semana de dezembro e encaminhado à agência na primeira semana de 2017.
O trabalhos englobam o plano de avaliação de descoberta (PAD) do poço 2-ANP-2A-RJS. O acordo tem como foco principal a definição do programa de trabalho conjunto que permitirá levantar o tamanho da parcela da jazida que avança sob a área da União, ainda não leiloada.
O pré-acordo de Libra é o primeiro firmado pela PPSA. Anteriormente, a empresa chegou a negociar com a Shell o pré-acordo de Gato do Mato, mas não foi adiante e o plano de avaliação do prospecto foi suspenso.  O desenvolvimento do projeto depende da conclusão dos estudos para a unitização da descoberta.
A PPSA já assinou quatro acordo de individualização da produção, sendo três com a Petrobras (Tartaruga Mestiça, na Bacia de Campos, Lula-Sul de Lula e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e um com a Shell, Nautilus, no campo de Argonauta, em Campos). Os acordos ainda estão sendo avaliados pela ANP e dependem da aprovação pelo governo da política de comercialização.
Além dos cinco acordos, a PPSA negocia no momento outros três AIPs. Os acordos em discussão estão sendo negociados com a Petrobras e envolvem as áreas de Pirambu, Albacora e Baleia Azul, ativos localizados na Bacia de Campos.
Há ainda mais pelo menos seis áreas que deverão demandar negociações futuras. Os novos acordos, se confirmados, envolverão as áreas de Atapu-Sururu-Berbigão, Búzios, Sépia-Júpiter, Júpiter (BMS-24), bloco BM-C-34 e BM-C-32 , com as descobertas de Itaipu e entorno de Jubarte.
O pré AIP é firmado na fase exploratória, enquanto o AIP é fechado depois do acordo de comercialidade. O primeiro AIP da PPSA foi firmado em 2014.
10.01.2017 / Por Claudia Siqueira
Fonte:  Brasil Energia

 

 

 

Ibsen Flores Lima

“Não podemos ficar estáticos”

O novo presidente da PPSA, Ibsen Flores Lima, conversou com a Brasil Energia Petróleo e falou sobre os desafios da empresa

A PPSA, criada em 2013 para ser os olhos da União na produção do pré-sal, começa 2017 se preparando para a abertura do mercado implementada com o fim da operação única, a comercalização do petróleo da União e novos desafios de gestão. Ibsen Flores Lima, o novo presidente da estatal, recebeu a Brasil Energia Petróleo na sede da empresa, no Rio de Janeiro, e se mostrou otimista para o leilão de áreas unitizáveis, que vai ocorrer no segundo semestre. “Vejo com otimismo, porque o pré-sal brasileiro tem baixo risco geológico”, diz. Lima defende também o diálogo para que a questão do waiver seja resolvida de forma produtiva para todos os lados. “Acho que nem tanto à terra, nem tanto ao céu”, comentou.
Quais serão, na sua avaliação, os principais desafios da sua gestão?
Qualquer trabalho desse porte é sempre desafiador. A gestão não é minha, temos uma diretoria colegiada. O governo, na escolha, foi muito feliz em manter duas pessoas que já participavam da alta administração da companhia, trazendo duas pessoas novas: eu e o Leandro [NR: Leandro Leme Júnior, diretor de Administração]. Isso vai dar um bom tempero. A gente vai poder ter continuidade nos trabalhos.
Então, tudo continua como dantes?
Somos pessoas diferentes das da gestão anterior, e por isso teremos um estilo diferente de gestão. Teremos também novas atividades no ano que vem, como a comercialização do petróleo da União na partilha da produção. Esse é um trabalho novo que será iniciado na nossa gestão.
A PPSA foi criada para operar em um modelo de operador único. O que muda com a flexibilização ou isso não impacta o dia a dia?
Em princípio não muda, porque continuaremos a ser os gestores do contrato de partilha, seja Petrobras ou outra empresa. Na verdade, a PPSA já vinha trabalhando com outras empresas nos acordos de unitização. Vai haver uma expansão das atividades.
Com o fim da operação única, a PPSA pode, em alguns casos, ser o representante único da União em alguns contratos. Ela está pronta?
De fato, no caso de haver um outro operador, a PPSA poderá ser o único agente de governo representante do Estado no consórcio. Poderá ser, não necessariamente, porque a Petrobras pode participar também. Isso aumenta muito a responsabilidade da PPSA em relação ao consórcio, mas a forma de atuar, a defesa dos interesses da União nos consórcios, isso permanecerá o mesmo.
Com ficaria o projeto de Libra sem o waiver?
O waiver é uma decisão da ANP. Se a ANP não der o waiver, a Petrobras vai ter de trabalhar sem o waiver, pagando as multas. Não tem outra forma. Mas essa questão do conteúdo local é uma questão controversa, que suscita muitas paixões. Acho que vai ser preciso haver um entendimento. Quando esse contrato foi feito há três anos, havia um cenário diferente na indústria do petróleo no Brasil. O pedido de waiver do FPSO é motivado por conta de uma indústria naval que não teve desempenho conforme o previsto lá atrás. Quando se fez a tabela de Libra, se previa todas as sondas da Sete Brasil, se previa uma indústria naval com vários estaleiros pela costa do país. O que vai acontecer é uma reavaliação do cenário da indústria naval hoje e suas possibilidades. Acho que nem tanto à terra, nem tanto ao céu.
A nova diretoria da PPSA (Antonio Pinheiro)

A nova diretoria da PPSA (Antonio Pinheiro)

E o que deve ser feito para que o o projeto se mantenha no prazo?
O conteúdo local não deve ser o previsto no contrato, porque se percebe hoje que não é possível trabalhar com ele e manter o prazo. Mas também não deve ser um conteúdo local zero, porque a indústria está aí e parte dela está operacional e é competitiva. Tem de haver entendimento entre os diversos atores desse processo, a Petrobras, como operadora, a ANP, como reguladora, e a indústria, mostrando que é competitiva e o que é capaz de fazer… não aqueles 59% de conteúdo local, mas o que é possível. Não sei qual é esse número. Isso está sendo discutido agora, calculado tecnicamente. Não acho que teremos um impasse. Chegaremos a um número que seja possível, mas a preços competitivos também.
Há outro caminho crítico em Libra que necessite de waiver?
Não vejo desafios em outros segmentos. O grande desafio é a indústria naval, na parte do casco. A tabela contempla um percentual alto de conteúdo local no casco.
O sr. pretende montar uma equipe própria?
A equipe da PPSA continuará a equipe que temos, com 30 profissionais trabalhando aqui. Nosso papel é exercer a direção. Não vai haver uma nova equipe neste momento.
A possível criação de um calendário de leilões de longo prazo impacta o dia a dia da PPSA?
Nossa programação de longo prazo será, exatamente, em função desse calendário. Vai mudar bastante. À medida que a gente tiver um horizonte de novos leilões, teremos de preparar e robustecer a equipe em todos os aspectos. Os 30 empregados de hoje não vão ser capazes de gerenciar dez contratos de partilha. Isso aí seria impossível.
O calendário então facilitaria o dia a dia da empresa?
Vai facilitar. Na hora que tivermos um horizonte de perspectiva de crescimento de trabalho vamos rever todo o nosso planejamento operacional, para que a gente consiga desempenhar a função.
A PPSA indicará sugestões de mudanças para os novos contratos de partilha do próximo leilão? O que esperar desses novos contratos?
A ANP já recebeu diversas sugestões da indústria, através do IBP e diretamente das operadoras, e recebeu também sugestões da PPSA, em função da experiência que temos com a gestão do contrato de Libra, e de outros atores do governo e do MME. A ANP está digerindo todas as informações e, certamente, teremos um processo aprimorado.
Esses contratos das áreas unitizáveis serão diferentes de Libra?
Não sei dizer ainda. Devem ser um pouco diferentes, mas quão diferentes e como diferentes não posso dizer, porque não temos essa informação.
Como o sr. acha que as empresas irão reagir ao leilão das áreas unitizáveis? O sr. acredita que haverá concorrência?
Vejo com otimismo, porque o pré-sal brasileiro tem baixo risco geológico e isso já é um atrativo, um bom diferencial. A produção já existente mostra uma alta produtividade dos poços e isso diminui muito os custos. O Brasil tem regras claras e certa credibilidade nesse aspecto. Então, acho que vai ser bem atrativo. Tivemos uma experiência agora, bem recente, que foi o sucesso do bid no México.
O governo fez o dever de casa para esse bid ser bem recebido pelo mercado?
Sem dúvida. A própria lei que flexibiliza o operador único no pré-sal já é um grande atrativo nisso.
A instabilidade de regras, como o que vem acontecendo no Rio de Janeiro, não assusta o investidor?
Pode ser, mas de maneira geral o Brasil tem uma tradição de respeitar as regras dos contratos. Essas questões são conjunturais e serão superadas com o tempo. As empresas estão interessadas em aumentar sua participação no Brasil, a despeito de um ou outro inconveniente que todos os países têm. Vimos isso com a venda de Carcará [NR: A Statoil pagou recentemente US$ 1,25 bilhão por 66% do bloco BM-S-8, operado pela Petrobras na Bacia de Santos].
A PPSA aposta mais em uma participação mais forte de empresas ou de consórcios neste leilão?
O consórcio diminui o risco. Vejo como tendência a formação de mais consórcios para apostar nos leilões.
Como está a saúde financeira da PPSA hoje?
A questão financeira está equacionada. A PPSA tem um contrato de remuneração com o MME. Essa remuneração preenche nossos custos operacionais correntes. Em 2016, recebemos mais uma parcela do aporte de capital total do governo, que soma no R$ 50 milhões, e ainda temos uma parcela a receber em 2017, no valor de R$ 12 milhões.
O sr. confia que haverá retomada do setor petróleo em 2017?
Está tudo sendo feito para isso. Espera-se uma reativação da indústria a partir das iniciativas que estão sendo tomadas, como a flexibilização da operação única e a realização de novos leilões. A indústria do petróleo pode ser um alavancador do desenvolvimento do país, porque o efeito multiplicador da nossa indústria é muito rápido. É um setor que tem penetração em diversos outros setores da economia.
O sr. acha que o setor consegue caminhar e crescer, mesmo com a crise política em paralelo?
Ele está indo, não é? Mesmo com essa crise, as ações do governo no setor estão caminhando nesse sentido. Então, já está caminhando.
A flexibilização da operação única era necessária?
É boa no sentido de aumentar a atratividade da indústria para o Brasil. Acho que é sem dúvida uma boa medida para a Petrobras também, porque dá à companhia o direito de preferência, podendo gerenciar melhor seu portfólio. Como estava antes, a Petrobras não podia gerenciar seu portfólio, pois estava obrigada, por força da lei, a participar de projetos dos quais eventualmente não participaria. Ela fica com liberdade para gerenciar seu portfólio e tomar as melhores decisões do ponto de vista da empresa. Foi bom para todos e ganhamos possibilidade de investimento, não dependendo só do fôlego da Petrobras. Tudo tem seu momento. O momento em que foi decidido ter a Petrobras como operador único foi outro. Hoje temos um momento diferente. A reavaliação de todos os cenários políticos e econômicos, o nacional e o internacional, leva a uma mudança. Não podemos ficar estáticos diante das coisas. Foi bom para aquele momento e, agora, essas decisões são boas para este novo momento. É preciso evoluir sempre. Sou partidário da melhoria contínua. Gestão é isso.
28.12.2016 –  Por Cláudia Siqueira e Felipe Maciel
Fonte:  Brasil Energia Petróleo

 

 

Crédito: MME

CNPE aprova diretrizes para rodadas de leilão de petróleo e para o setor energético

Ministro Fernando Coelho presidiu a reunião, com pauta de temas relevantes

O Ministério de Minas e Energia (MME) realizou nesta quarta-feira (14/12) a 33ª Reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O encontro foi presidido pelo Ministro Fernando Coelho Filho e contou com a presença do ministro de Planejamento, Orçamento e Gestão, Dyogo Oliveira.

Representantes dos ministérios integrantes do colegiado participaram da reunião. Esta foi a primeira reunião com a participação dos novos integrantes do CNPE, como representantes da sociedade civil e de universidade brasileira, respectivamente, Plínio Nastari e Ivan Camargo.

Na abertura da reunião, o ministro fez um balanço sobre as ações do MME sob sua gestão e desejou boas-vindas aos novos integrantes. “Apesar de tanta turbulência que o país está vivendo, o MME, junto com o Planejamento, Casa Civil, e Fazenda, que são os Ministérios que dialogamos mais, conseguimos uma série de ações de pautas bastante positivas nesses primeiros sete e oito meses”, destacou o ministro.

Entre as principais deliberações do colegiado e definições da reunião de hoje estão a aprovação em questões referentes às rodadas de petróleo do ano que vem; definição de diretrizes para o setor de gás natural; definição de preço mínimo do barril de petróleo para fins de apuração de royalties; e sobre modelos computacionais do setor elétrico.

Um dos destaques foi a inclusão de dez blocos de águas ultra-profundas na 14ª. Rodada, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada. Também foram divulgadas as regras quando à unitização e de conteúdo local.

Durante o CNPE, os membros debateram ainda as recentes revisões nas projeções de crescimento da demanda de energia elétrica para 2017. Diante do cenário atual exposto, foi decidido que o 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016, previsto para ser realizado na próxima segunda-feira (19/12), será cancelado.

Ao final da reunião, o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, e o secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Márcio Félix, explicaram os principais pontos da reunião à imprensa. Pedrosa destacou que foi uma reunião muito intensa, com grandes avanços para o setor.

Confira abaixo os principais pontos deliberados no CNPE, que serão objeto de resolução ou encaminhamento pelo colegiado:

Mudança das datas de início da alteração dos percentuais de biodiesel adicionado ao Biodiesel

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece nova data para início da vigência da mistura de biodiesel ao diesel, conforme cronograma previsto na lei 13.263/ 2016.

De acordo com a resolução, será antecipado para 1o. de março de cada ano a data de início da vigência dos novos teores da adição obrigatória de biodiesel ao diesel. As datas são:

  • 01/03/2017 início do B8;
  • 01/03/2018 inicio do B9; e
  • 01/03/2019 início do B10

O objetivo da medida é evitar a coexistência de dois diferentes percentuais da adição em um mesmo mês, dificultando a fiscalização.

Diretrizes para acordos de individualização da produção envolvendo áreas não contratadas

O CNPE aprovou Resolução que estabelece diretrizes para os procedimentos de individualização da produção em situações onde as jazidas de petróleo e gás natural se estendam para áreas não contratadas.

As principais regras aprovadas foram:

  • O CNPE decidirá a contratação das áreas não contratadas internas ao polígono do pré-sal. A regra geral nesses casos será a realização de licitações e em caso de não contratação, será realizado procedimento simplificado.
  • Nas áreas externas ao polígono do pré-sal, a ANP fica autorizada a licitar essas áreas.
  • Quanto às regras de conteúdo local nas áreas não contratadas, será aplicado o mesmo percentual aplicável na área sob contrato adjacente.
  • Enquanto não houver a contratação, o operador da área individualizada será o operador da área sob o contrato adjacente.

A individualização da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos é um instituto jurídico mundialmente adotado e eficaz para evitar a produção predatória de jazidas petrolíferas que se estendam além da área outorgada.

O estabelecimento de critérios para os procedimentos de individualização da produção (unitização), nos casos de jazidas que se estendam para áreas não contratadas (a partir de blocos já concedidos, cedidos onerosamente ou sob o regime de partilha de produção), é necessário para a continuidade das atividades de exploração e produção em muitas dessas áreas, destravando uma série de investimentos que se encontram praticamente paralisados atualmente.

Essa diretrizes viabilizarão novos investimentos para o setor, com o consequente aumento da produção e das receitas governamentais.

Diretrizes estratégicas para o setor de Gás Natural

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece as diretrizes para o desenho de novo mercado de gás natural, bem como cria o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural, no âmbito da iniciativa Gás para Crescer.

A Resolução submetida ao CNPE é resultado da análise das contribuições recebidas durante o processo de consulta pública. Ficaram definidas as premissas e diretrizes estratégicas para o setor de gás natural, tais como adoção de boas práticas internacionais; atração de investimentos; diversidade de agentes; maior dinamismo e acesso à informação; e respeito a contratos.

Dentre as diretrizes estratégicas, estão a promoção de maior transparência e da redução dos custos de transação; estímulo à concorrência e à formação de mercado de curto prazo e secundários; reforço da separação entre as atividades potencialmente concorrenciais; acesso não discriminatório de terceiros aos gasodutos de escoamento, UPGNs e Terminais de Regas; aperfeiçoamento da estrutura tributária do setor de gás natural no Brasil; harmonização entre as regulações estaduais e federal; promoção da integração entre os setores de gás natural e energia elétrica.

Também fica criado o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural (CT-GN), para transição gradual, segura e célere, com prazo de 120 dias para apresentar proposta de medidas a ser encaminhada ao Congresso Nacional para aprimorar o marco legal do gás natural.

O Comitê será composto por representantes dos diversos órgãos do Governo Federal e de associações e agentes da indústria do gás natural, da sociedade civil e da universidade brasileira.

A iniciativa Gás para Crescer foi lançada pelo Ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, em 24 de junho de 2016, a partir da observação da atual conjuntura do setor de gás natural, em especial no que diz respeito à redução da participação da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) e o consequente ingresso de novos agentes privados, ao mesmo tempo em que se apresenta como uma grande oportunidade de investimento.

4ª Rodada de Áreas com Acumulações Marginais de O&G

O CNPE aprovou a inexigibilidade de Conteúdo Local obrigatório para a 4ª Rodada de áreas com acumulações marginais de petróleo e gás natural. Considerando-se o perfil de empresas atuantes nas áreas de acumulações marginais (nacionais e de pequeno e médio porte), bem como o montante de investimentos requeridos para a operação nessas áreas de economicidade marginal, muitíssimo mais baixo que aqueles de outras áreas onshore, considera-se que sejam desproporcionais as exigências de conteúdo local para esses atores e para a cadeia de fornecimento que atende a esse segmento, nos moldes daqueles praticados para os demais contratos de concessão.

Por se tratarem de campos marginais, o conteúdo local nessas atividades já é bastante elevado, e exigências de conteúdo local (como certificações e processos de apurações do percentual) dificultariam a viabilidade de exploração desses campos.

14ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios

O CNPE aprovou Resolução que autoriza a ANP a realizar a 14ª Rodada de Licitações de blocos para a exploração e produção de petróleo e gás natural segundo as regras da Lei nº 9.478, de 1997, na modalidade concessão. Para esse certame foram selecionados 291 blocos exploratórios, distribuídos em 29 setores, de 9 bacias sedimentares, localizadas em áreas de interesse dos estados do Maranhão, Piauí, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

Foi aprovada a inclusão de 10 blocos de águas ultra-profundas, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada.

O pré-edital e a minuta de contrato deverão ser publicados no início de 2017, visando à realização das ofertas no terceiro trimestre do mesmo ano. Estima-se que as áreas que venham a ser arrematadas nessa Rodada poderão no primeiro momento contribuir para a geração de emprego e renda para as populações locais e, no caso de descoberta de recursos petrolíferos comerciais, haverá ainda o benefício aos entes federados com a arrecadação de participações governamentais, tributos e aumento da segurança energética do País.

O Conteúdo Local para essa Rodada será definido em janeiro de 2017.

Prorrogação da Fase de Exploração dos blocos offshore da 11ª Rodada de Licitações

O CNPE aprovou Resolução com recomendação à ANP para priorizar a análise das solicitações de prorrogação da Fase de Exploração dos contratos de exploração e produção de blocos localizados em mar da 11ª Rodada de Licitações vigentes no País, visando garantir o cumprimento das atividades contratadas, mesmo que com dilação de prazo. Tal medida permitirá que a sociedade não fique privada da realização de investimentos em prol do aumento do conhecimento geológico das bacias sedimentares brasileiras, que são fundamentais para a descoberta dos recursos petrolíferos.

2ª Rodada de Partilha de Produção

O CNPE autorizou a realização da 2ª Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção, que está prevista para ocorrer no terceiro trimestre de 2017. A Rodada será composta por quatro áreas com jazidas unitizáveis envolvendo áreas não contratadas à União, na região do Pré-sal, nas bacias de Campos e Santos. As áreas citadas são relativas às descobertas denominadas por Gato do Mato e Carcará, e os campos de Tartaruga Verde e Sapinhoá.

Esse certame tem grande importância em relação à continuidade dos investimentos no desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural a partir dessas áreas. Ademais, cabe mencionar que os contratos das áreas de Gato do Mato e Carcará encontram-se com seus contratos de exploração e produção suspensos pela ANP, aguardando a definição das ações necessárias para a avaliação da parte ainda não contratada.

Conforme diretrizes da Unitização, será aplicado o mesmo percentual de conteúdo local aplicável na área sob contrato adjacente.

Diretrizes para a comercialização do óleo e gás natural da União nos Contratos de Partilha da Produção

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou em reunião realizada no dia 14 de dezembro de 2016 a Resolução que estabelece a política de comercialização do óleo e gás natural da União.

A Resolução apreciada pelo CNPE contempla uma política de comercialização com diretrizes gerais e de caráter transitório, com vigência de até 36 meses, que permitirá à União a comercialização dos hidrocarbonetos aos quais faz jus, ao mesmo tempo em que seja adquirida a experiência fundamental para a construção de um modelo de longo prazo, que levará em conta não só as questões operacionais como também estratégicas para o interesse nacional.

A Resolução define as diretrizes gerais da comercialização, como a maximização do resultado econômico; a prioridade ao abastecimento nacional no caso do Gás Natural; a comercialização será preferencialmente em cargas combinadas; e será buscada a minimização dos riscos da União.

A resolução também define que os depósitos das receitas serão feitos à conta única do Tesouro Nacional e define os direitos e obrigações da PPSA, com mecanismos de prestação de contas da atividade.

Ainda foi definido que sejam realizados, sempre que possível, leilões de curto prazo para a venda do gás natural no mercado nacional pelo agente comercializador, a ser contratado pela PPSA.

O estabelecimento da política viabilizará a atividade de comercialização do petróleo e do gás natural destinados à União, cujas receitas advindas dessa atividade já foram consideradas no Orçamento da União na ordem de R$ 800 milhões (arrecadação estimada em 2017, já considerando valores a receber relativos aos anos de 2015 e 2016), considerando-se a expectativa de produção de hidrocarbonetos no prospecto de Libra e nas áreas unitizáveis no terceiro semestre de 2017.

Governança dos modelos computacionais

Foi aprovada pelo CNPE a proposta de governança dos modelos computacionais do Setor Elétrico, definindo as competências e diretrizes para alteração dos dados de entrada, dos parâmetros e das metodologias da cadeia de modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico.

Entre os pontos que constam na Resolução aprovada está a definição da competência da Comissão Permanente Para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) de propor e revisar, com periodicidade não inferior a um ano, a representação do sistema físico, dos parâmetros e das metodologias dos modelos computacionais. Essas aprovações devem entrar em vigor na primeira semana operativa do ano civil seguinte, desde que aprovadas até 31 de julho. As propostas de alteração deverão ser submetidas a consulta pública.

Fica definido o novo valor do patamar da função de custo do déficit de energia, em R$ 4.650,00/ MWh (data-base janeiro/2017).

Também ficam definidas na resolução as competências da ANEEL na gestão dos dados de entrada, parâmetros e algoritmos. Por exemplo, cabe à Aneel trazer ao MME as estimativas de entrada em operação comercial de empreendimentos que serão consideradas no planejamento.

As mudanças visam melhorar a governança da formação de preços, proporcionando mais transparência e previsibilidade aos agentes. Esse é um movimento importante para a melhoria do ambiente para investimentos.

Definição sobre preço mínimo

O CNPE debateu a questão do preço mínimo do barril de petróleo, para fins de apuração de royalties. Os estudos apresentados pela ANP, decorrentes da audiência pública, estão sendo analisados pelo MME e serão cotejados com estudos sobre a competitividade do Brasil no cenário internacional desse setor. Após essa etapa, serão definidas diretrizes que valorizem o preço de mercado e preservem o preço mínimo como parâmetro às transações no mesmo grupo econômico, estabelecendo antecedência e periodicidade para as revisões de regras e transição para sua implementação.

Além disso, a ANP, que tem a responsabilidade técnico-regulatória para estabelecimento de preço mínimo, deverá assegurar que todas as características ligadas aos óleos nacionais sejam consideradas.

Angra III

O MME informou ao CNPE que estão sendo concluídos por parte da Eletrobras e do MME estudos sobre a viabilidade da retomada as obras e alternativas, que serão apresentadas no início do próximo ano.

 

 

De Cingapura. Navio-plataforma Pioneiro de Libra: unidade que será usada no pré-sal foi construída no exterior

Entrevista Exclusiva com Ibsen Flores Lima

Libra pode render US$ 600 mil por dia ao governo já em 2017 – Regra para vender petróleo da União de campo do pré-sal será definida na sexta-feira

RIO – O governo começa a receber a partir de junho do ano que vem a receita com a venda do petróleo do pré-sal que será produzido no Campo de Libra sob o regime de partilha. Com uma produção inicial estimada em 30 mil barris por dia, ainda na fase de testes, a estimativa é que só a União receba cerca de US$ 600 mil diários. Para que essa arrecadação se concretize e ajude a reforçar o caixa do governo federal, Ibsen Flores, que assumiu o comando da Pré-sal Petróleo (PPSA) — estatal responsável por coordenar os contratos de partilha — há três semanas, diz que a principal prioridade hoje é desenvolver o contrato para a comercialização da parte do petróleo que pertence a União.

Em entrevista ao GLOBO, Flores explica que o governo tem direito a 41% do petróleo explorado em Libra, na Bacia de Santos. De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), o campo tem volumes recuperáveis entre oito bilhões e 12 bilhões de barris de petróleo equivalente. Libra é operado pela Petrobras em um consórcio com Shell, Total e as chinesas CNOOC e CNPC. Em junho de 2017, está previsto o início do teste de longa duração (TLD), uma das primeiras etapas para que a área seja declarada comercial.

— De acordo com a Petrobras, que é a operadora do consórcio, a previsão de produção do TLD de Libra é de 30 mil barris por dia. Considerando o valor de US$ 50 por barril, a parte que cabe à União (41%) corresponde a cerca de 12 mil barris por dia, equivalente ao valor de US$ 600 mil por dia — disse Flores.

Para que a venda do petróleo seja feita, a PPSA precisa contratar um agente comercializador, que poderá ser a própria Petrobras ou alguma outra petroleira, a ser escolhida por meio de uma licitação. Flores lembrou que essas regras serão definidas por uma resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que vai se reunir na próxima sexta-feira em Brasília:

— Essa resolução estabelece as regras para o processo de comercialização do petróleo e como será feito o contrato. Uma vez que o CNPE aprove a resolução no fim deste ano, ao longo do primeiro semestre vamos fazer essa contratação. E quando começar a produção já vamos ter uma agente comercializador contratado.

Plataformas no exterior

O executivo, formado em Engenharia Mecânica e que foi funcionário da Petrobras por 37 anos, explicou que, durante a fase de teste, os custos de investimentos não são recuperáveis pelo consórcio. Assim, durante essa fase exploratória, o consórcio vai pagar apenas 15% de royalties sobre a produção e dividir a receita entre eles.

— Quando declarar a comercialidade, passa a se chamar Sistema de Produção Antecipada. Aí, sim, entra a regra de recuperação de custos do consórcio, com variáveis distintas ao longo dos anos — destacou o executivo.

O novo presidente da PPSA, Ibsen Flores - (Antonio Scorza)

O novo presidente da PPSA, Ibsen Flores – (Antonio Scorza)

A fase de testes será feita por um navio-plataforma (FPSO), com capacidade para produzir até 50 mil barris por dia. Essa plataforma, chamada de Pioneiro de Libra, foi batizada no último dia 2 de dezembro em Cingapura. A unidade é de propriedade de um consórcio formado pela Odebrecht Óleo e Gás e pela Teekay Offshore e foi afretada (alugada) pelo consórcio de Libra.

Além dessa unidade ter sido feita no exterior, Flores lembrou que o consórcio também pretende afretar no mercado externo outra unidade, chamada internamente de Piloto de Libra, que será responsável pela produção a partir de 2020. Essa unidade ainda não foi contratada porque a ANP não deu autorização já que vai desrespeitar a cláusula de conteúdo local exigida em contrato.

— Ao fazer sua estratégia de desenvolvimento, o consórcio viu que o afretamento de FPSO era mais vantajoso em termos de custo e prazo. A ideia de construir um FPSO pelo consórcio foi concebida no contrato feito pela ANP, que fez uma tabela de conteúdo local com esse pensamento. Mas ela pode ser adaptada. Mas não é pão, pão, queijo, queijo. Tem que haver uma interpretação da tabela — disse Flores.

Ao citar a queda no preço do petróleo no mercado internacional e as dificuldades atuais da indústria naval, Flores destacou que é preciso rever os percentuais de conteúdo local.

— Acho que nem é zero por cento nem aquele percentual do contrato. Acho que a gente precisa encontrar um número parcial, uma identificação do conteúdo local possível de ser desempenhado.

Contratação de pessoal

A PPSA também quer acelerar os processos de unitização (quando as reservas de petróleo extrapolam as delimitações da concessão de um campo). Segundo o executivo, avançar nessa discussão é importante, pois trará ganhos para a União, já que essas áreas deverão ser leiloadas no próxima ano. De acordo com ele, as negociações entre Petrobras e PPSA para os campos de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos, e Tartaruga Verde, no pós-sal da Bacia de Santos, já foram concluídas e aguardam a homologação da ANP.

Além dessas duas áreas, as reservas que extrapolam o Campo de Carcará (pré-sal da Bacia de Santos) e Gato do Mato (pós-sal da Bacia de Campos) também devem ir a leilão. A expectativa para o certame, destacou Flores, é positiva devido às ações do governo, com as mudanças nas regras do sistema de partilha, com o fim da Petrobras como operadora única e da obrigatoriedade em deter 30% de todos os campos.

— Nossa expectativa é que haja maior atratividade para o setor de petróleo agora, com as ações do governo. O pré-sal tecnicamente já é bastante atrativo pelas condições geológicas. As áreas que já produzem, como Sapinhoá, têm alta produtividade. Nesse leilão, paga-se um bônus e se oferece um percentual de óleo para a União — destacou ele, ao explicar que o leilão das áreas unitizadas será sob o regime de partilha.

Com essas novas frentes de trabalho, a PPSA pensa em aumentar o número de funcionários, que hoje é de 34 pessoas, diz Flores:

— Com o movimento de novo leilão, e a comercialização do óleo da união, vamos aumentar a equipe a partir do ano que vem. Na lei, estão previstos até 150 empregados. Mas isso não vai acontecer no curto prazo. Será um movimento paulatino.

[11.12.2016] 4h30m / Por Ramona Ordoñez e Bruno Rosa
Fonte: O Globo

 

 

 

O FPSO Pioneiro de Libra foi batizado em Singapura em 2 de dezembro

Odebrecht Óleo e Gás e Teekay batizam FPSO Pioneiro de Libra

Primeira unidade de produção para a área deve deixar Singapura entre o fim de fevereiro e o início de março

O consórcio Odebrecht Óleo e Gás e Teekay realizou nesta sexta-feira (2/12) o batismo do FPSO Pioneiro de Libra, unidade de produção que ficará responsável pela campanha de testes de longa duração no bloco de Libra, no cluster do pré-sal da Bacia de Santos. A cerimônia ocorreu em Singapura, no estaleiro Jurong, onde a unidade está com 92% da conversão concluída. A previsão é que o primeiro óleo seja produzido no fim de junho.

O consórcio Odebrecht/Teekay investiu cerca de US$ 1 bilhão na conversão, sendo cerca de 80% desse valor financiado por bancos privados. O plano é que a unidade deixe o estaleiro entre o fim de fevereiro e o início de março. O FPSO Pioneiro de Libra seguirá para a locação por propulsão própria, com tempo de viagem estimado em cerca de 60 dias. O Ibama já emitiu a licença prévia para a unidade de produção.

A cerimônia de batismo contou com a presença de executivos da Petrobras, da Odebrecht, Teekay, Jurong e de empresas parceiras do projeto, como a GE, Technip e LMC, sendo realizada exatamente três anos depois da assinatura do contrato de partilha de Libra. Também estiveram presentes representantes de algumas das sócias da Petrobras no consórcio de Libra, formado também pela Shell, Total, CNPC e CNOOC.

Durante o evento, tanto o diretor de Serviços Integrados da Odebrecht Óleo & Gás, Jorge Mitidieri, quanto o presidente da Teekay Offshore Production, Chris Brett, destacaram a importância do trabalho feito em equipe pelo grupo, a Petrobras seus parceiros e todos os fornecedores envolvidos na conversão.

“O FPSO Pioneiro de Libra representa um marco para nós e para a produção de petróleo no Brasil. Fizemos um trabalho de parceria incrível, que resultou em um time que sabe exatamente o que fazer”, afirmou Mitidieri.

Ao todo, foram instalados 12 módulos, todos construídos pelo Jurong. O FPSO Pioneiro de Libra será operado por uma equipe de 60 pessoas, sendo que em meados de janeiro o consórcio Odebrecht/ Teekay mobilizará parte da equipe para começar a trabalhar a bordo, ainda durante a fase de finalização do comissionamento.

Com capacidade para produzir 50 mil b/d de óleo e comprimir 4 milhões de m3/d de gás, a plataforma testará a área Noroeste do ativo, ficando interligada nesta primeira fase a dois poços, sendo um produtor, o RJS-739, e outro injetor, o RJS-742, que está sendo completado no momento. Ao contrário dos demais TLDs da Petrobras, o FPSO Pioneiro de Libra será o primeiro a ter injeção de gás.

As projeções são de que possam ser reinjetados, diariamente, cerca de 2,5 milhões de m3/dia de gás no reservatório do O sistema deverá produzir um volume de cerca de 50 mil b/d de óleo.

O TLD inaugural auxiliará à Petrobras a definir a locação dos poços do primeiro sistema definitivo de Libra, programado para entrar em operação no fim de 2020. O sistema terá um total de 17 poços, sendo oito produtores e nove injetores, que ficarão interligados a um FPSO com capacidade para produzir 180 mil b/d, atualmente em processo de licitação e alvo de uma negociação de waiver com a ANP.

Afretado pelo prazo 12 anos, o FPSO Pioneiro Libra executará, pelo menos, outros dois TLDs, todos na área Noroeste do ativo. A previsão é de a segunda campanha de teste seja iniciada no segundo semestre de 2018. Na média, a expectativa é de que os TLDs de Libra produzam cerca de 40 mil b/d e fiquem em operação por cerca de um ano cada.

Até 2024, o trabalho de desenvolvimento da produção em Libra ficará concentrado na área Noroeste, onde serão instalados ainda outros três sistemas definitivos, com capacidade para 180 mil b/d, além do já previsto para 2020. As áreas central e sudeste só serão testadas mais adiante.

A depender dos resultados obtidos nestas duas porções do bloco, o FPSO Pioneiro de Libra poderá executar ainda outros dois TLDs nessas áreas. Na média, a expectativa é de que os testes de Libra produzam cerca de 40 mil b/d.

[02.12.2016] 14h06m / Por Cláudia Siqueira, de Singapura
Fonte: Brasil Energia