A Pré-Sal Petróleo (PPSA) divulgou nesta quarta-feira, 17, que dez empresas estão habilitadas para participar do 4º Leilão de Petróleo da União, que será realizado no próximo dia 31 de julho, na sede da B3, em São Paulo. São elas: Petrobras, Refinaria de Mataripe, CNOOC Petroleum Brasil, ExxonMobil Exploração Brasil, Equinor Brasil Energia, Galp Energia Brasil, PetroChina International (Brazil) Trading, PRIO Comercializadora, Shell Trading Brasil e TotalEnergies EP Brasil.

Segundo a Diretora Técnica da PPSA e Presidente Interina da PPSA, Tabita Loureiro, este será o leilão com maior número de competidores habilitados. “Só o número inédito de empresas habilitadas já demostra um interesse maior do mercado e esperamos competição nos lotes”, disse Tabita.

As empresas habilitadas atenderam a todos os requisitos do edital e tiveram sua documentação aprovada pela Comissão do Leilão. Até então, o maior número de empresas habilitadas foi no  3º Leilão, em novembro de 2021, quando seis empresas enviaram a documentação e três apresentaram lances.

No dia 31 de julho, serão comercializados 37,5 milhões de barris de petróleo, que é a produção estimada da União para 2025, relativa aos campos de Mero e Búzios. Serão três lotes de Mero (dois com 12 milhões de barris e um com 11 milhões) e um lote de Búzios (2,5 milhões de barris).

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A parcela mensal de petróleo a que a União tem direito foi recorde no mês de maio, alcançando 56 mil barris por dia. A produção é referente a oito contratos de partilha e aos Acordos de Individualização da Produção (AIPs) das áreas não contratadas de Tupi e Atapu. No mesmo mês, a União teve direito a 147 mil m³/dia de gás exportado em cinco contratos de partilha e no AIP de Tupi. Os dados fazem parte do boletim mensal de produção, divulgado nesta terça-feira (16), pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).

Contratos de partilha

Produção de petróleo

Analisando apenas os contratos de partilha, a produção total neste regime (oito contratos) alcançou 979 mil barris por dia (bpd), resultado 13% maior que o período anterior, em função do retorno operacional dos navios-plataforma FPSOs Guanabara (Campo de Mero) e Carioca (Campo de Sépia), após parada de produção programada. Búzios foi o maior produtor em regime de partilha, com 477,19 mil bpd, seguido de Mero (256,93 mil bpd) e Sépia (96,68 mil bpd). A parcela de óleo da União somente nos contratos de partilha foi de 53 mil bpd.

Desde 2017, início da série histórica, a produção acumulada em regime de partilha de produção é de 812,34 milhões de barris de petróleo. A parcela acumulada da União, desde então, é de 43,85 milhões de barris de petróleo.

Produção de gás natural

A exportação total de gás natural em regime de partilha também registrou recorde em maio, com 3,74 milhões de m³/dia. O resultado é oriundo de cinco campos e foi 11% maior em relação ao mês anterior devido ao aumento de exportação de gás no Campo de Sapinhoá e melhoria da eficiência de compressão em Búzios, este último o principal produtor em partilha (87%). A parcela de gás natural disponível para exportação da União foi de 122 mil m³/dia.

Desde 2017, a exportação de gás natural em contratos de partilha soma 2,4 bilhões de m³ com aproveitamento comercial, sendo 185 milhões de m³ pertencentes à União.

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A produção média do regime de partilha foi de 872 mil barris por dia (bpd) em abril. O resultado é 9% menor que o período anterior (957 mil bpd), em função da parada programada de produção dos navios-plataforma FPSO Guanabara (Campo de Mero) e FPSO Carioca (Campo de Sépia). O Campo de Búzios foi o maior produtor com 488 mil bpd, seguido de Mero, com 154 mil bpd, e Sépia, com 75 mil bpd. A parcela de óleo da União foi de 38 mil bpd.

Os dados fazem parte do Boletim Mensal dos Contratos de Partilha de Produção, divulgado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), nesta quinta-feira (13). Desde 2017, início da série histórica, a produção acumulada em regime de partilha é de 782 milhões de barris de petróleo, sendo 42,9 milhões de barris da União.

Gás natural

A exportação de gás natural no mês de abril no regime de partilha  foi de 3,38 milhões de m³/dia, um resultado 32% maior em relação ao mês anterior, devido à melhoria da eficiência operacional dos sistemas de compressão nos FPSOs P-75 , P-76 e P-77 (Campo de Búzios). Este campo foi o maior exportador com 3,12 milhões de m³ por dia, respondendo por 92% do total.

A média do total da parcela de gás natural disponível para exportação da União foi de 114 mil m³ por dia, 57% a mais que o período anterior. Desde 2017, a produção acumulada em regime de partilha soma 2,23 bilhões de m³ de gás natural com aproveitamento comercial, sendo 191 milhões de m³ pertencentes à União.

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A Diretora Técnica e Presidente Interina da Pré-Sal Petróleo (PPSA), Tabita Loureiro disse, nesta terça-feira (28), que a empresa tem como meta aprovar projetos cada vez mais sustentáveis para atuar no regime de partilha de produção. Segundo Tabita, a PPSA lançou uma iniciativa de descarbonização esse ano para melhor se posicionar no tema. A PPSA já está recebendo os dados de emissões dos projetos em produção no Polígono do Pré-Sal e vem buscando, em conjunto com os parceiros, aprovar projetos de produção cada vez mais sustentáveis.

“Recentemente, por exemplo, aprovamos os projetos de Atapu 2 e Sépia 2, dois dos projetos mais avançados tecnologicamente em descarbonização. Os resultados do setor já são bons. E vamos incentivar cada vez mais investimentos em tecnologias limpas nos projetos do pré-sal”, declarou.

Tabita participou hoje do painel “O papel do órgão regulador em prol da sustentabilidade, competitividade e atração de investimentos no Brasil”, como parte da programação do evento “ESG Energia e Negócios”, realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

O painel também teve como palestrante o Diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Daniel Maia Vieira. Segundo ele , nos últimos cinco anos, mais de R$1,5 bilhão foram investidos em temas relacionados à sustentabilidade. “Para se ter uma ideia, em 2021, o tema transição energética era responsável por 5% do portfólio de investimento das petrolíferas em Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação (PD&I) e, já em 2023, esse número cresceu para 16%. Um bom salto”, detalhou.

Daniela Russio, Gerente de Assuntos Regulatórios da Shell, e Meg Montana, Gerente de Relações Externas da Karoon Energy também participaram do painel como debatedoras. A moderação foi de Claudia Rabello, Diretora Executiva Corporativa do IBP.

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) encerrou 2023 com uma arrecadação recorde de R$ 6,02 bilhões (28% acima de 2022), lucro de R$ 34 milhões e R$ 181,6 milhões em caixa. Os números fazem parte dos Relatórios da Administração da empresa, publicados nesta terça-feira (28) e compostos por três documentos: Relato Integrado, Carta anual de Governança e Políticas Públicas e Relatório de Administração. Eles demonstram o desempenho da PPSA em 2023, quando a estatal completou dez anos de atividades, fez a gestão de 23 contratos de partilha de produção,  representou a União nos acordos de individualização da produção e comercializou 16 milhões de barris de petróleo da União e 43 milhões de metros cúbicos do gás da União.

“Tenho orgulho dos resultados da empresa até aqui. Ao longo dessa década, já acumulamos uma arrecadação de mais de R$ 14 bilhões para o Tesouro Nacional. Os próximos dez anos serão de crescimento e, por isso, trabalhamos em 2023 para preparar a empresa para o novo cenário. Trabalhamos em novas estratégias para imprimir uma gestão cada vez mais eficiente e estamos estudando novos modelos para a comercialização do petróleo e gás natural da União, a fim de garantir que os recursos sejam maximizados para a sociedade brasileira”, disse Tabita Loureiro, Diretora Técnica e Presidente Interina da empresa.

Os campos sob o regime de partilha da produção geridos pela PPSA representam 45% das reservas de petróleo do Brasil e respondem por cerca de 29% da produção nacional. São nove contratos comerciais, dos quais oito já estão em produção, com um volume médio total de um milhão de barris por dia. Esses nove contratos já representam para o Estado Brasileiro, em toda a vida útil, mais de R$ 2 trilhões em royalties, tributos e comercialização de petróleo e gás natural da União.

Os relatórios demonstram que entre as estratégias para os próximos anos está o estudo de  ações relacionadas à atratividade do Polígono do Pré-Sal e o aprimoramento dos modelos para a comercialização de petróleo e gás natural, a fim de garantir melhores resultados para a União.

Também há uma diretriz específica para descarbonização. “Vamos atuar em parceria com os consórcios para entregar um óleo cada vez mais descarbonizado. Já recebemos os principais indicadores e estamos entendendo como podemos ter um papel nisso tudo e aprovar projetos cada vez mais sustentáveis. É um objetivo comum de todos os parceiros”, disse Tabita.

Os relatórios também retratam as iniciativas em curso na PPSA para compor seu quadro permanente, com a realização de um concurso público. A empresa também destaca novo contrato para ampliação do Sistema de Gestão dos Gastos de Partilha de Produção (SGPP), além de dados sobre governança, evolução de seu quadro de pessoal, planejamento estratégico, desempenho das atividades,  modelo de negócios, controles de riscos,  relacionamento com públicos de interesse e perspectivas futuras da companhia, entre outros.

Entenda os relatórios

Relato Integrado

O Relato Integrado atende à Lei 13.303, que dispõe sobre o estatuto jurídico da empresa pública, e à Instrução Normativa TCU nº 84, que dispõe acerca da prestação de contas dos administradores e responsáveis da administração pública federal, para fins de julgamento pelo Tribunal de Contas da União (TCU).

Neste relatório, a empresa demonstra a sua capacidade de gerar valor para a sociedade e seu modelo de negócio, apresentando a estratégia, as iniciativas de governança, os riscos, as atividades realizadas, o relacionamento com a sociedade, o desempenho financeiro e as perspectivas futuras.

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Carta Anual

A Carta Anual sobre Políticas Públicas e Governança Corporativa foi elaborada tendo como base o modelo proposto pela Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (SEST). Ela está em conformidade com o art. 8º, incisos I e VIII, da Lei nº 13.303/2016, o Conselho de Administração. Assim como o Relato Integrado, a Carta Anual também destaca os principais pontos de atuação da PPSA no decorrer do ano de 2023, apresentando à sociedade uma visão ampla dos trabalho realizado.

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Relatório de Administração

O Relatório da Administração informa o desempenho e os principais resultados alcançados em 2023 pela empresa, além das metas e projetos futuros previstos no Planejamento Estratégico. Cumprindo as disposições legais e estatutárias, este documento traz as Demonstrações Financeiras relativas ao ano findo, realizadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e o Relatório dos Auditores Independentes.

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Chegou hoje, 27, ao Brasil, o navio-plataforma (FPSO) Marechal Duque de Caxias. A embarcação veio da China e vai produzir no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, que faz parte do contrato de partilha de produção de Libra, em que a Pré-Sal Petróleo atua como gestora. Do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência, da sigla em inglês), a unidade tem capacidade para produzir diariamente até 180 mil barris de óleo e comprimir até 12 milhões de metros cúbicos de gás e entrará em operação no segundo semestre deste ano.

O Duque de Caxias faz parte do terceiro sistema de produção definitivo de Mero e aumentará a capacidade instalada de produção do campo para 590 mil barris diários de petróleo. Esse sistema de produção prevê a interligação de 15 poços à unidade, 8 produtores de óleo e 7 injetores de água e gás, por meio de uma infraestrutura submarina composta por 80 km de dutos rígidos de produção e injeção, 47 km dutos flexíveis de serviços e 44 Km de umbilicais de controle.

Para o Diretor de Gestão de Contratos, Evamar José dos Santos, a chegada da nova plataforma será fundamental para maximizar os resultados da União: “No ano passado, Mero foi o principal produtor de óleo da União, produzindo 11,1 dos 17 milhões de barris a que a União teve direito. Com a chegada de mais uma unidade, a produção da União cresce, o que é revertido em mais benefícios para a sociedade”.

A partir de 2028, a Petrobras implantará, no terceiro sistema de produção definitivo de Mero, a tecnologia HISEP, que fará a separação do óleo e do gás no fundo do oceano, de onde fará a reinjeção do gás rico em CO2, de forma pioneira. O FPSO Marechal Duque de Caxias possui outras tecnologias para diminuição de emissões como, por exemplo, a CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage), onde o gás rico em CO2 é reinjetado no reservatório.

O FPSO saiu do estaleiro em Yantai, na China, em fevereiro deste ano e, em seguida, fez uma parada nas Ilhas Maurício, na África, para troca de tripulação e movimentação de carga. Antes de iniciar a produção, o FPSO passará pelos procedimentos legais e testes finais dos equipamentos de produção.

 Parceiros

A Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) atua como gestora do contrato e é a representante da União na área não contratada de Mero. A Petrobras é operadora do campo unitizado de Mero, conduzido pelo consórcio: Petrobras (38,6%), Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNOOC (9,65%), CNPC (9,65%) e PPSA (3,5%).

Leia mais: https://www.presalpetroleo.gov.br/noticias/navio-plataforma-marechal-duque-de-caxias-parte-da-china-rumo-ao-brasil/

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A Pré-Sal Petróleo (PPSA) vai comercializar 33 milhões de barris de petróleo no 4º Leilão de Petróleo da União, que será realizado na sede da B3, em São Paulo, no próximo dia 31 de julho. A empresa publicou nesta segunda-feira, 27, no Diário Oficial da União, o aviso do edital do leilão com as principais informações sobre o certame. O leilão comercializará toda a produção estimada para a União, em 2025, dos Campos de Mero e Búzios.

Segundo o Diretor de Administração, Finanças e Comercialização, Samir Awad, estes campos são os principais produtores de petróleo da União e a expectativa é de que a arrecadação com o leilão supere R$ 13 bilhões para o governo federal. Os recursos serão recebidos ao longo de 2025 e podem variar conforme o preço do barril, o valor oferecido no leilão e a taxa de câmbio. “Estamos apresentando as oportunidades do leilão ao mercado e temos percebido bastante interesse”, afirmou.

De acordo com a Diretora Técnica e Presidente Interina, Tabita Loureiro, este será o primeiro leilão de um calendário de leilões em discussão com o Ministério de Minas e Energia. “Em abril de 2025, já pretendemos fazer um novo certame para comercializar a produção da União prevista para 2026 para os campos de Mero, Búzios e Bacalhau. E outros leilões estão sendo avaliados para vender as cargas de 2027 e 2028. A produção da União é crescente e precisamos dar previsibilidade ao mercado para maximizar os resultados para a sociedade brasileira”, explicou Tabita.

Para o Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, os recursos de óleo e gás da União são fundamentais para assegurar investimentos em saúde, educação e na transição energética por meio do Fundo Social.

Em julho, serão leiloados, separadamente, quatro lotes de petróleo, sendo três de Mero (dois deles com quantidades estimadas de 10 milhões de barris e um de 10,5 milhões de barris) e um de Búzios (com quantidade estimada de 2,5 milhões de barris). Isso equivale a uma entrega de aproximadamente 66 cargas de 500 mil barris em 2025, que estarão disponíveis nos FPSOs Guanabara, Sepetiba, Duque de Caxias e Pioneiro de Libra, em Mero, e na P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso, em Búzios.

As empresas poderão participar do leilão individualmente ou em consórcio. A depender da modalidade, poderão ser habilitadas empresas de exploração e produção de petróleo, comercialização, logística e refinarias. Companhias estrangeiras poderão participar dos consórcios, mas não poderão liderá-los.

Dinâmica do leilão

A sessão pública poderá ocorrer em duas etapas para cada lote leiloado, sendo vencedora aquela empresa que oferecer o melhor preço. Na primeira etapa, os preços deverão ser maiores do que o Limite Mínimo de Preço que será fixado pela PPSA com dois dias de antecedência ao leilão, em US$/barril. “Nossa missão é maximizar os resultados para a União e por isso, para a primeira fase, estabeleceremos um valor mínimo de preços, com base no Brent datado. Uma proposta maior que US$ 0,40/bbl da segunda colocada será declarada vencedora do lote, enquanto propostas de preço distantes entre si em até US$ 0,40/barril será condição para realizar um pregão a viva-voz, com a participação daquelas empresas que apresentaram proposta nesse intervalo.” explicou Guilherme França, Superintendente de Comercialização da PPSA.

Caso não haja ofertas acima do referido patamar inicial de preços, será realizada a segunda etapa da sessão, a Repescagem, baseada num novo patamar de preço mínimo anunciado na hora, sendo aberto um pregão em viva voz com a participação de todas as empresas habilitadas.

O edital está disponível no site da PPSA e a Comissão de Leilão responderá as dúvidas enviadas até o dia 10 de junho pelo e-mail leilao4@ppsa.gov.br.

Acesse o edital: https://www.presalpetroleo.gov.br/4o-leilao/”

Veja o cronograma:

Mais duas Unidades Offshore de Produção de Petróleo e Gás (Floating Production, Storage and Offloading – FPSO) entrarão em operação até 2030 em contratos de partilha de produção no Polígono do Pré-Sal, geridos pela Pré-Sal Petróleo (PPSA). A Petrobras informou nesta sexta, 24, a assinatura com a Seatrium O&G Americas Limited dos contratos de construção dos FPSOs P-84 e P-85. As unidades serão destinadas aos campos de Sépia e Atapu, na Bacia de Santos, com início de produção previsto entre 2029 e 2030.

Estes dois campos já contam, atualmente, com a produção de dois FPSOs (P-70, em Atapu, e o FPSO Carioca, em Sépia). As novas unidades fazem parte de uma série de 18 FPSOs que estão previstos para entrar em operação em regime de partilha nos próximos dez anos e que trarão impacto significativo na produção. Esses dois FPSOs serão instalados em profundidade de água superior a 2 mil metros. Cada um terá capacidade de produção diária de 225 mil barris de óleo por dia e processamento de 10 milhões de metros cúbicos de gás por dia.  As construções de P-84 e P-85 serão realizadas em estaleiros do Brasil e Singapura, e atingirão os percentuais de conteúdo local de 20% na P-84 e 25% na P-85.

De acordo com o operador, os projetos permitirão uma redução de 30% na intensidade de emissões de gases de efeito estufa por barril de óleo equivalente produzido, em função de otimizações na planta de processamento para o aumento da eficiência energética e da incorporação de diversas tecnologias. Uma das diretrizes do Planejamento Estratégico da PPSA é o fomento a iniciativas de descarbonização nos projetos em curso nos contratos de partilha. Estas unidades estão alinhadas com as melhores práticas do mercado.

De acordo com a Petrobras entre as tecnologias utilizadas estão zero ventilação de rotina (recuperação de gases ventilados dos tanques de carga e da planta de processamento), captação profunda de água do mar, uso de variadores de velocidade em bombas e compressores, cogeração (Waste Heat Recovery Unit), zero queima de rotina (recuperação de gases da tocha – flare fechado), válvulas com requisitos para baixas emissões fugitivas e a captura, uso e armazenamento geológico do CO2 do gás produzido.

A Petrobras detém na jazida compartilhada de Atapu 65,7% de participação, em parceria com Shell (16,7%), TotalEnergies (15%), Petrogal (1,7%) e União (0,9%), esta representada pela PPSA . Para a jazida compartilhada de Sépia, a Petrobras possui 55,3% de participação em parceria com TotalEnergies (16,9%), Petronas (12,7%), QatarEnergy (12,7%), Petrogal (2,4%). Nas duas jazidas, a Petrobras é a operadora e a PPSA atua como gestora do contrato de partilha.

A União teve direito a uma parcela de 4,59 milhões de barris de petróleo no primeiro trimestre do ano, provenientes de oito contratos de partilha de produção e das jazidas unitizadas de Tupi e Atapu. O resultado é 24% superior ao registrado no mesmo período de 2023, quando a produção da União somou 3,69 milhões de barris. Este ano, o campo de Mero foi responsável pela maior parte da produção, com 3,2 milhões de barris, seguido de Búzios, com 647 mil barris.

No primeiro trimestre deste ano, a União também teve direito a 8,89 milhões de m³ de gás natural disponível para exportação. As maiores contribuições vieram dos campos de Búzios (3,7 milhões de m³) e Sapinhoá (3,6 milhões de m³). O resultado é 21% superior ao obtido no primeiro trimestre de 2023 (7,33 milhões de m³).

Juntos, os oito contratos de partilha produziram 90,86 milhões de barris de petróleo e 294,56 milhões de m³ de gás para exportação no primeiro trimestre de 2024. Búzios foi o principal produtor de petróleo em regime de partilha, com 45,87 milhões de barris produzidos.  Os dados fazem parte do Boletim Mensal da Pré-Sal Petróleo, lançado nesta sexta-feira, 17.

Produção de março

A parcela de óleo pertencente à União, no mês de março, manteve-se estável: 49 mil bpd nos oito contratos de partilha de produção e nos Acordos de Individualização da Produção (AIPs) de Atapu e Tupi. O campo de Mero foi o que mais produziu, respondendo por 72% da produção, com 35,19 mil barris por dia (bpd), seguido de Búzios (7,05 mil bpd) e Sapinhoá (2,52 mil bpd).

No mês de março, a produção total média dos oito contratos de partilha foi de 957 mil bpd, um resultado 3% menor que o período anterior, em função da parada de produção do FPSO Sepetiba, no Campo de Mero, por atingir o limite de queima autorizada, e também da parada programada do FPSO Carioca, no campo de Sépia. O Campo de Búzios foi o maior produtor com 498,65 mil bpd.

A exportação de gás natural, em março, foi de 2,54 milhões de m³ por dia. Este resultado foi 27% menor em relação ao período anterior, devido à redução de exportação nos FPSOs P-74 e P-75, no Campo de Búzios, para manutenção pontual de equipamentos e problemas operacionais no FPSO Ilhabela, no Campo de Sapinhoá. O excedente de gás natural em março foi de de 73 mil m³ por dia. Considerando-se apenas os contratos de partilha, o resultado do mês foi 6% menor em relação ao período anterior, devido à redução de exportação nos FPSOs P-74 e P-75, no Campo de Búzios, e queda na exportação do FPSO Ilhabela, no Campo de Sapinhoá.

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