REPÚBLICA FEDERATIVA DO BRASIL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
REPÚBLICA FEDERATIVA DO BRASIL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
Relatório Semestral de Atividades Relacionadas
aos Contratos de Partilha de Produção para
Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural
1º Semestre de 2022
RELATORIO PRIMEIRO SEMESTRE 2022
Sumário
1. Resumo executivo 3
2. Atividades realizadas 5
2.1 Contratos de Partilha de Produção 5
2.2 Acordos de Individualização da Produção 20
2.3 Comercialização de petróleo e gás da União 21
3. Organização interna 22
3.1 A companhia. 22
3.2 Gestão de pessoas 23
3.3 Governança corporativa 23
3.4 Planejamento estratégico 24
3.5 Transformação digital 25
3.6 Investimento e custeio. 25
3.7 Participação externa e atendimento à sociedade. 26
4. Informações econômico-financeiras 27
4.1 Realização orçamentária. 27
4.2 Receitas para a União 27
1. Resumo executivo
Este relatório registra as principais atividades realizadas pela Pré-Xxx Xxxxxxxx (PPSA) ao longo do primeiro semestre de 2022, quando a companhia se encarregou da gestão de 19 contratos de partilha de produção - Sépia e Atapu foram assinados em 27 de abril de 2022 - e deu continuidade às atividades de representação da União nos acordos de individualização da produção (AIPs) e de comercialização do petróleo e gás da União.
Destacamos abaixo um resumo das atividades desempenhadas no período: Principais destaques na gestão dos contratos de partilha de produção:
• Realização de reuniões regulares com operadores e participação em comitês operacionais e seus subcomitês para acompanhamento dos contratos;
• Entrada em produção do FPSO Guanabara (Mero 1 – Contrato de Libra) no dia 30/04/2022, com produção inicial de 25.000 bpd;
• Continuidade das obras de construção de quatro FPSOs para Búzios e realizada a licitação para aquisição de outras unidades (de 1 a 3 FPSOs). O primeiro óleo de Buzios- 5 está previsto para junho de 2023. Encaminhado à ANP a versão final do Acordo de Individualização da Produção (AIP) de Búzios;
• Início da efetividade do Acordo de Coparticipação (ACP) de Itapu em 01/01/2022. Na mesma data passou a vigorar o Acordo de Gestão da Área Coparticipada;
• Início da efetividade do Acordo de Individualização da Produção (AIP) da Jazida Compartilhada de Bacalhau, que se se estende entre o Contrato de Partilha de Produção (CPP) de Norte de Carcará e a Concessão BM-S-8, em 01/01/22, revogando o Pré-AIP de Carcará;
• Assinatura dos contratos de partilha de produção dos volumes excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu em 27/04/2022;
• Início da efetividade do Acordo de Coparticipação (ACP) de Sépia e de Atapu a partir de 02/05/2022. Na mesma data entrou em vigor o Acordo de Gerenciamento Transitório (AGT) do AIP;
• Discussão do % Tract Participation e dos critérios de redeterminação de Sul de Gato do Mato;
• Discussão do distrato de Consórcio de Xxxxxx, devolvido por resultados não econômicos.
• Aprovado e realizado DST de Alto de Cabo Frio Central, a partir da declaração de descoberta, com conclusão prevista para julho de 2022;
• Concluída a perfuração dos poços pioneiros Temisto-N, em Três Marias; e Titã-1, em Titã; identificada a presença de indícios de hidrocarbonetos em ambos;
• Aprovação do Acordo de Gestão da Jazida Compartilhada de Tartaruga Verde Sudoeste;
• Conclusão do poço 1-SPS-1-108-SPS / 1-BRSA-1381-SPS em Aram, com os resultados em análise;
• Produção em seis contratos em regime de partilha de produção: Área de Desenvolvimento de Mero, Búzios, Sapinhoá, Tartaruga Verde Sudoeste, Sépia e Atapu.
Principais destaques na representação da União para a realização de Acordos de Individualização da Produção (AIP):
• Iniciadas as negociações para o AIP de Jubarte, devido à extensão para Área não Contratada;
• Aprovado o Plano de Desenvolvimento do Pré-Sal de Albacora pela ANP. Aguardando a aprovação do AIP pela Agência;
• Negociados os Procedimentos Processual e Técnico de Redeterminação de Sapinhoá; iniciadas as negociações acerca da primeira Redeterminação da Jazida Compartilhada de Sapinhoá, em virtude do acionamento do gatilho referente ao final do teste do poço perfurado na área Nordeste (ADR NE);
• Iniciadas as negociações dos procedimentos Processual e Técnico de Redeterminação do AIP de Brava;
• Negociação dos procedimentos Processual e Técnico de Redeterminação do AIP de Tupi;
• Em andamento estudos de viabilidade técnico-econômica para aproveitamento da Jazida de Caxaréu e possível AIP em função da extensão da Jazida para Área não Contratada.
Principais destaques na comercialização de petróleo e gás da União:
• Comercialização de 2,4 milhões de barris de petróleo da União, provenientes das Áreas de Desenvolvimento de Mero (Libra), do Entorno de Sapinhoá e da Área Individualizada de Tupi, arrecadando cerca de R$ 1,22 bilhão;
• Comercialização de 31,9 milhões de metros cúbicos de gás natural da União dos Campos de Tupi (Lula), Entorno de Sapinhoá e Tartaruga Verde Sudoeste, produzidos e exportados entre novembro de 2021 e abril de 2022, no valor de R$ 12,75 milhões;
• Com esse resultado, a PPSA comercializou, no primeiro semestre de 2022, um total de R$ 1,24 bilhão de petróleo e de gás natural da União.
Governança, gestão de pessoas, tecnologia da informação e participação externa:
• Atualização do limite do quadro de pessoal próprio da PPSA para 163 vagas (Portaria SEST/SEDDM/ME nº 5.750, de 28.06.2022). Além do pessoal próprio, o quadro é composto pelos cargos estatutários de Diretor-Presidente e de três Diretores. Em 30 de junho de 2022, a empresa contava com 60 profissionais;
• Eleição dos membros do Comitê de Pessoas, Elegibilidade, Sucessão e Remuneração na 101ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração, em 24/06/2022, em substituição ao Comitê de Elegibilidade;
• Aprovação do Relatório Anual da Administração e das Demonstrações Contábeis relativas ao Exercício Social de 2021, do Relato Integrado e da Carta Anual de Políticas Públicas e Governança Corporativa;
• Aprovação dos resultados do Planejamento Estratégico 2021-2025;
• Levantamento de requisitos para a contratação de novas funcionalidades para o Sistema de Gestão de Partilha de Produção (SGPP) para os próximos cinco anos;
• Revisão, pela área de TI, da Política de Segurança da Informação e demais práticas de gestão para atender aos requisitos estabelecidos na Lei Geral de Proteção de Dados (LGPD);
• Realização de palestras no Brazil Oil, Gas & Energy Summit 2022; no curso “Receitas Patrimoniais do Petróleo: Royalties e Participações Especiais”, promovido pela Procuradoria Geral do Estado do Rio de Janeiro; e na 2ª Live ABGP- Associação de Geólogos de Petróleo 2022; e participação na Offshore Technology Conference 2022;
• Recebimento de 15 manifestações na Plataforma Xxxx.XX, sendo 9 correlatas à PPSA. Todas foram respondidas tempestivamente;
• Produção do e-book "Entendendo o processo de reconhecimento e recuperação de custos nos Contratos de Partilha de Produção", como parte da iniciativa estratégica de comunicação didática;
• Criação da página Transparência e Prestação de Contas 2022 em atendimento ao TCU.
Finanças:
• Arrecadação de R$ 1,23 bilhão para a União;
• Investimento de R$ 1,07 milhão em softwares de geociências (geologia e geofísica) e de simulação de reservatórios para suporte às atividades técnicas da companhia;
• Realização de 104% das fontes de recursos planejadas, perfazendo R$ 47,16 milhões;
2. Atividades realizadas
2.1 Contratos de Partilha de Produção
Em 22 de dezembro de 2010, por meio da Lei nº 12.351/2010, foi instituído o novo marco regulatório, dispondo sobre a exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção em áreas estratégicas do pré-sal. Como gestora dos contratos, a PPSA acompanha e aprova a execução dos projetos nas fases de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção, e preside o comitê operacional dos consórcios. Como parte de suas atividades, também monitora, aprova e audita os gastos com custeio e investimento passíveis de recuperação pelos contratados, via volume de petróleo produzido; verifica o cumprimento das exigências do conteúdo nacional no desenvolvimento das jazidas petrolíferas do Polígono do Pré-Sal; e presta as informações necessárias para que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) exerça suas funções regulatórias.
A seguir, um descritivo das principais atividades realizadas por contrato:
Contrato da 1ª Rodada de Partilha de Produção:
Bloco: Libra
Data da Assinatura do Contrato: 02/12/2013
Contratados: Petrobras (Operador, 40%), Shell (20%), Total (20%), CNODC (10%) e CNOOC (10%) Excedente em Óleo da União: 41,65%
Atividades realizadas:
• Realizadas regularmente reuniões dos subcomitês de Conteúdo Local, SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde), Logística, Tecnologia, Operações, Técnico de Exploração e Técnico de Desenvolvimento;
• Dada continuidade às operações de produção antecipada do FPSO Pioneiro de Libra (SPA2), obtendo-se informações importantes de reservatórios e sobre o uso de linhas flexíveis, cujos resultados estão sendo aplicados no desenvolvimento do campo de Mero;
• O FPSO Guanabara (Mero 1) entrou em produção no dia 30/04/2022 com produção inicial de 25.000 bpd. Deverá atingir a produção de 180.000 bpd em novembro de 2022;
• Além do FPSO Guanabara, já em produção, encontram-se em fase de construção os FPSO’s de Mero 2, Mero 3 e Mero 4, que deverão entrar em produção em 2023, 2024 e 2025, respectivamente. Cada um terá capacidade para produzir 180.000 bpd.
• Continua a perfuração e completação de poços para o desenvolvimento de Mero, com a utilização de três sondas.
• Continuam os estudos sísmicos e geológicos da área Central, com prazo concedido pela ANP até 28/11/2025, para conclusão da fase de exploração;
Contratos das 2ª e 3ª Rodadas de Partilha de Produção
Bloco: Sul de Gato do Mato
Data da Assinatura do Contrato: 31/01/2018
Contratados: Shell (Operador, 50%), Ecopetrol (30%), Total (20%) Excedente em Óleo da União: 11,53%
Atividades realizadas:
• Realizadas reuniões do subcomitê técnico para análise das propostas de FPSO, subsea, definição do ring fence e conclusão do relatório do plano de avaliação;
• Realizada uma reunião do Comitê Operacional no primeiro semestre;
• Realizados diversos encontros técnicos para compartilhamento de detalhes das propostas para contratação do FPSO e do sistema submarino;
• Em discussão o percentual de Tract Participation e os critérios de redeterminação;
Bloco: Entorno de Sapinhoá
Data da Assinatura do Contrato: 31/01/2018
Contratados: Petrobras (Operador, 45%), Shell (30%), Repsol (25%) Excedente em Óleo da União: 80%
Atividades realizadas:
• Prosseguiram as atividades de produção e exportação de óleo e gás, através dos FPSOs Cidade de Ilhabela e Cidade de São Paulo;
• Continuaram as atividades de testes das linhas de produção dos poços devido aos problemas apresentados pela presença de CO2 nas correntes produzidas;
• Prosseguindo com as avaliações de reservatórios quanto à extensão nordeste do campo;
• Concluída a negociação dos procedimentos de redeterminação da jazida compartilhada;
• Prosseguem as intervenções rotineiras em poços para manutenção.
Bloco: Norte de Carcará
Data da Assinatura do Contrato: 31/01/2018
Contratados: Equinor (Operador, 40%), Exxon (40%), Petrogal (20%) Excedente em Óleo da União: 67,12%
Atividades realizadas:
• Tendo sido aprovado pela ANP em 09/12/2021, o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da Jazida Compartilhada de Bacalhau, que se se estende entre o CPP de Norte de Carcará e a Concessão BM-S-8, passou a ser efetivo em 1/1/2022, data em que deixou de vigorar o Pré-AIP de Carcará;
• Realizados dois Technical Committee Meetings (TCMs), dois Commercial Committee Meetings (CCM) e dois Operational Committee Meetings (OCM), além de workshops técnicos e inúmeras reuniões de trabalho para acompanhamento do projeto;
• A força tarefa, criada para o estudo da viabilidade de uso do sistema Cargo Transfer Vessel (CTV) para transferência de carga, entrou em sua terceira etapa, que inclui o aprofundamento da qualificação do equipamento e a sua contratação. Dada continuidade à discussão sobre o Acordo de Equalização de Gastos e Volumes (AEGV) pelo Consórcio, permanece sem previsão de realização a Auditoria de Custo em Óleo ligada à Equalização de Custos passados do BM-S-8;
• Contratada uma segunda sonda para perfurar principalmente o poço ADR5 e reentrar no poço 86 (BM-S-8) para corrigir a cimentação. Em discussão, a inclusão de poços pertencentes à Fase 1 na programação dessa sonda;
• Computado atraso na construção do FPSO (MODEC, China). O primeiro óleo agora é projetado para maio/25 (data esperada). O Operador trabalhou com uma meta de outubro/24 e está discutindo providências para frear, e eventualmente tentar reverter, esse atraso;
Bloco: Alto de Cabo Frio Central
Data da Assinatura do Contrato: 31/01/2018 Contratados: Petrobras (Operador, 50%), BP (50%) Excedente em Óleo da União: 75,8%
Atividades realizadas:
• Realizada a perfuração do poço pioneiro 1-RJS-759;
• A partir da declaração de descoberta, aprovado e realizado DST, com conclusão prevista para julho de 2022;
• Realizadas diversas reuniões com as empresas consorciadas para avaliação dos resultados do poço;
• Iniciadas as discussões em torno do plano de avaliação de descoberta e a estratégia de contratação de bens e serviços para as próximas atividades;
Bloco: Alto de Cabo Frio Oeste
Data da Assinatura do Contrato: 31/01/2018
Contratados: Shell (Operador, 55%), CNOOC Petroleum (20%) e QPI Brasil (25%) Excedente em Óleo da União: 22,87%
Atividades realizadas:
• Realizadas diversas reuniões com o Operador e as empresas consorciadas para avaliação dos resultados do poço pioneiro e das próximas atividades;
• Acompanhando os resultados da perfuração no bloco de ACFC;
• Realizado o reconhecimento de custos dentro do prazo previsto no CPP.
Bloco: Peroba
Data de Assinatura do Contrato: (Será fornecida pelo Cid)
Contratados: Petrobras (Operador, 40%), BP (40%) e CNODC Brasil (20%) Excedente em Óleo da União: 76,96%
Atividades realizadas:
• Bloco em fase de discussão de distrato de Xxxxxxxxx, em função da devolução do mesmo à ANP face aos resultados não econômicos.
Contratos da 4ª Rodada de Partilha
Bloco: Uirapuru
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018
Contratados: Petrobras (Operador, 30%), Equinor (28%), Exxon (28%) e Petrogal (14%) Excedente em Óleo da União: 75,49%
Atividades realizadas:
• Realizado um OCM em 20/12/2021 para aprovação do conjunto de atividades de consenso para o ano de 2022.
• O orçamento aprovado para a área em 2022 foi reduzido em relação à proposta do Operador, contendo menos estudos e atividades. O foco foi redirecionado para o prospecto de Pinhão, ao sul da área;
Bloco: Dois Irmãos
Data de assinatura do contrato: 17/12/2018
Contratados: Petrobras (Operador, 45%), BP (30%), Equinor (25%) Excedente em Óleo da União: 16,43%
Atividades realizadas:
• Perfurado o poço pioneiro, locação Xxx Xxxx-N, 1-RJS-760, iniciado em 07/03/2022 e concluído em 06/05/2022.
Bloco: Três Marias
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018
Contratados: Petrobras (Operador, 30%), Chevron (30%) e Shell (40%) Excedente em Óleo da União: 49,95%
Atividades realizadas:
• Concluída a perfuração do poço pioneiro Temisto-N e identificada a presença de indícios de hidrocarbonetos;
• Atualmente, estão sendo desenvolvidos trabalhos de interpretação dos resultados obtidos visando orientar as próximas atividades e possíveis escolhas de novas locações.
Contratos da 5ª Rodada de Partilha
Bloco: Saturno
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018 Contratados: Shell (Operador, 50%), Chevron (50%) Excedente em Óleo da União: 70,20%
Atividades realizadas:
• Realizadas diversas reuniões com o Operador e as empresas consorciadas para avaliação dos resultados do poço pioneiro e planejamento das próximas atividades;
• Realizada Well Data Trade com o bloco C-M-709;
• Realizadas reuniões técnicas para avaliação de novas oportunidades dentro do bloco;
Bloco: Titã
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018 Contratados: ExxonMobil (Operador, 64%) e QPI (36%) Excedente em Óleo da União: 23,49%
Atividades realizadas:
• Concluída a perfuração do poço pioneiro Titã-1 e identificada a presença de indícios de hidrocarbonetos;
• Atualmente, estão sendo desenvolvidos trabalhos de interpretação dos resultados obtidos visando orientar as próximas atividades e possíveis escolhas de novas locações.
Bloco: Pau-Brasil
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018
Contratados: BP Energy (50%), CNOOC (30%), Ecopetrol (20%) Excedente em Óleo da União: 63,79%
Atividades realizadas:
• As atividades ainda se concentram nas análises sísmicas e no licenciamento ambiental para perfuração do poço pioneiro em 2023;
• As partes interessadas iniciaram conversas para contratação de bens e serviços para perfuração do poço exploratório;
Bloco: Tartaruga Verde Sudoeste
Data da Assinatura do Contrato: 17/12/2018 Contratados: Petrobras (Operador, 100%) Excedente em Óleo da União: 10,01%
Atividades realizadas:
• Realizadas diversas reuniões com o Operador para alinhamento das atividades relativas à Jazida Compartilhada;
• Aprovado o Acordo de Gestão da Jazida Compartilhada;
• Em fase final de aprovação da estrutura de custos do SGPP, integrando as atividades exploratórias e de produção;
• Concluída a quitação dos valores relativos ao Acordo de Ajuste de Contas e acerto da diferença de EOU decorrente da redeterminação;
• Realizado reconhecimento de custos de exploração dentro do prazo previsto no CPP.
Contrato da 6ª Rodada de Partilha de Produção
Bloco: Aram
Data da Assinatura do Contrato de Partilha: 30/03/2020 Contratados: Petrobras (Operador, 80%) e CNODC (20%) Excedente em Óleo da União: 29,96%
Atividades realizadas:
• O poço 1-SPS-1-108-SPS / 1-BRSA-1381-SPS foi concluído e a sonda seguiu para nova locação. Os resultados estão em análise. O DST do poço aguarda a liberação da sonda desta nova locação e está previsto para o terceiro trimestre de 2022;
• A partir de maio foi iniciada a discussão da estratégia de avaliação da área, com expectativa de aprovação do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) junto à ANP até o final do ano. Três Workshops Técnicos principais foram realizados;
• Aguarda-se para o terceiro trimestre de 2022 a definição da locação do primeiro poço de avaliação da área, cujo início de perfuração é estimado para o segundo trimestre de 2023;
Contratos da 1ªRodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa
Bloco: Búzios
Data da Assinatura do Contrato de Partilha: 30/03/2020
Contratados originalmente: Petrobras (Operador, 90%), CNOOC (5%), CNODC (5%) Contratados na situação atual: Petrobras (Operador, 85%), CNOOC (10%), CNODC (5%) Excedente em Óleo da União: 23,24%
Atividades realizadas:
• O Acordo de Coparticipação iniciou a vigência em 01/09/21 e, desde então, a gestão do consórcio vem sendo feita sob este regime. As aprovações são feitas no âmbito do
consórcio de partilha e compõem o voto da jazida coparticipada com o voto da cessão onerosa. Este voto, por sua vez, compõe o voto da jazida compartilhada com o voto da concessão de Tambuatá.
• Continuidade das obras de construção dos FPSOs Xxxxxxxxx Xxxxxxx (Buzios-5), P-78 (Buzios-6), Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx (Buzios-7) e P-79 (Buzios-8);
• Primeiro óleo de Buzios-5 atrasou de março para junho de 2023, por conta dos problemas associados à COVID-19, que comprometeram a conclusão do FPSO;
• Iniciada a pré-ancoragem do FPSO Buzios-5;
• Aprovado, no âmbito da PPSA, o Portão Conceitual dos projetos Buzios-10 e 11;
• Realizada a licitação para aquisição das Unidades P-80 (Buzios-9), P-82 (Buzios-10) e P- 83 (Buzios-11);
• Em andamento, no âmbito da PPSA e do consórcio, o processo de aprovação do Portão de Projeto Básico para os projetos Buzios 9, 10 e 11;
• Encaminhada à ANP a versão final do Acordo de Individualização da Produção (AIP);
• Iniciado o processo de aquisição de materiais de sistemas submarinos para o segundo estágio dos poços de Buzios 1 a 4;
• Assinados os contratos de fornecimento de materiais de sistemas submarinos para o segundo estágio dos poços de Buzios 1 a 4;
• Em andamento a fabricação das linhas rígidas que substituirão as linhas flexíveis com anular alagado nos projetos Buzios 1 a 4;
• Qualificada a ferramenta de detecção de alagamento de anular de dutos flexíveis, importante para priorização das trocas dos dutos;
• Revisado, pelo Operador, o modelo geológico do campo, com a inclusão dos poços perfurados após o congelamento da base de dados do ACP (mar/20), novo processamento sísmico (FWI, da sísmica Franco-Iara) e do novo dado da sísmica NODES, adquirida em 2019;
• Aprovada a estratégia de contratação de nova aquisição sísmica para suportar as avaliações da sísmica 4D;
• Em andamento a otimização do plano de drenagem do campo. As discussões em andamento focam no número ótimo de poços para cada módulo e, também, a possibilidade de otimizar o VPL do campo com a eliminação do 12o Módulo. Caso este módulo venha a ser retirado, os poços que seriam a ele alocados deverão ser interligados, futuramente, às unidades vizinhas em operação;
• Foram realizadas as reuniões mensais dos subcomitês de desenvolvimento da produção e de operações. A PPSA e consorciados têm manifestado preocupação com a baixa exportação de gás, inferior à prevista no PAP, e com a baixa injeção de água, bem inferior à prevista no PAP. A Petrobras apresentou plano de ação para corrigir os problemas nas instalações de produção, permitindo retomar a exportação de gás e injeção de água, como previsto.
Bloco: Itapu
Data da Assinatura do Contrato: 30/03/2020 Contratados: Petrobras (Operador, 100%) Excedente em Óleo da União: 18,15%
Atividades realizadas:
• Nesse primeiro semestre de 2022, deu-se início à efetividade do Acordo de Coparticipação (ACP) a partir de 01/01/2022, entrando em vigor, também, nessa mesma data, o Acordo de Gestão da Área Coparticipada.
• Foi iniciada, também, a campanha de perfurações e completações dos poços do projeto de desenvolvimento, único, de Itapu;
• Dada continuidade à conclusão das obras da P-71 (FPSO que produzirá em Itapu), com previsão atual de saída do estaleiro (JURONG – Aracruz – no ES) entre final de agosto e início de setembro de 2022;
Contratos da 2ªRodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa
Bloco: Atapu
Data da Assinatura do Contrato: 27/04/2022
Contratados: Petrobras (Operador, 52,5%), Shell (25,0%) e TotalEnergies (22,5%) Excedente em Óleo da União: 31,68%
Atividades realizadas:
• Deu-se início à efetividade do Acordo de Coparticipação (ACP) a partir de 02/05/2022, entrando em vigor, também, nessa mesma data, o Acordo de Gerenciamento Transitório (AGT) do AIP.
Bloco: Sépia
Data da Assinatura do Contrato: 27/04/2022 Contratados: Petrobras (Operador, 100%) Excedente em Óleo da União: 37,43%
Atividades realizadas:
• Deu-se início à efetividade do Acordo de Coparticipação (ACP) a partir de 02/05/2022, entrando em vigor, também, nessa mesma data, o Acordo de Gerenciamento Transitório (AGT) do AIP.
2.1.2 Produção de petróleo e gás em contratos de Partilha de Produção entre janeiro e maio, incluindo os seguintes campos: Área de Desenvolvimento de Mero, Atapu, Búzios, Sépia, Tartaruga Verde e Sapinhoá.
• Produção média diária de óleo dos Contratos no período: 511 mil barris de petróleo dia (bpd);
• Produção média diária de óleo da União no período: 18 mil barris de petróleo dia (bpd);
• Produção média diária de gás natural dos Contratos no período: 956 mil m³/dia;
• Produção média diária de gás natural da União no período: 143 mil m³/dia;
2.1.3 Conteúdo Local
1ª Rodada de Partilha de Produção
A Petrobras, operadora do CPP de Libra, aderiu à Resolução 726/2018 da ANP, que fixou percentuais diferentes do Contrato Original de Conteúdo Local, sendo a primeira operadora a celebrar o aditivo de adesão. Abaixo, os percentuais a serem cumpridos após o aditivo:
Conteúdo local mínimo do Bloco de Libra (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 40 | |
A fase exploratória de Libra tem cumprido os compromissos de conteúdo local assumidos contratualmente e com resultados bem significativos, gerando, inclusive, excedentes que poderão ser utilizados na fase de desenvolvimento da produção, conforme permite a Resolução 726/2018 da ANP. Abaixo, resumo dos resultados alcançados para o contrato de partilha de Libra nessa fase exploratória:
Fase | Conteúdo local alcançado | Conteúdo contratual | Excedente de conteúdo local (US$ MM) |
Exploratória | 56% | 18% | 1.375 |
* Os valores da fase exploratória se referem ao primeiro semestre de 2020.
2ª Rodada de Partilha de Produção
Os percentuais de conteúdo local foram definidos na Resolução Nº 07/2017 do CNPE, em seu artigo 1º, §1º, incisos I, II e III, vide abaixo:
a) áreas adjacentes a Gato do Mato:
• 38% na fase de exploração; e
• 60% na fase de desenvolvimento da produção.
A Shell, como operadora de Sul de Gato do Mato, solicitou a adesão à Resolução Nº 726/2018 da ANP, estando o aditivo na fase de coleta de assinaturas. Dessa forma, as exigências de conteúdo local passarão a ser as seguintes:
Conteúdo local mínimo dos blocos (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 40 | |
b) áreas adjacentes a Carcará e Entorno de Sapinhoá:
• 35% na fase de exploração; e
• 30% na etapa de desenvolvimento.
Esses blocos não aderiram à Resolução 726/2018.
3ª Rodada de Partilha de Produção
Para a 3ª Rodada de Partilha de Produção, composta pelos blocos de Alto de Cabo Frio Oeste, Alto de Cabo Frio Central e Peroba, a Resolução Nº 7 do CNPE, de 11/04/2017, estabeleceu, em seu artigo 3º e incisos I, II e III, os seguintes percentuais de conteúdo local:
Conteúdo local mínimo 3ª Rodada (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
Nessa terceira Rodada, foi definido o percentual de 25% para as Unidades Estacionárias de Produção (UEP), sendo, portanto, inferior aos 40% estabelecidos na Resolução 726/208.
4ª Rodada de Partilha de Produção
Para a 4ª Rodada de Partilha de Produção, composta pelos blocos de Três Marias, Uirapuru e Dois Irmãos, a Resolução Nº 21 do CNPE, de 09/11/2017, estabeleceu, em seu artigo 2º, § 7º, incisos I, II e III, os seguintes percentuais de conteúdo local:
Conteúdo local mínimo 4ª Rodada (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
5ª Rodada de Partilha de Produção
A 5ª Rodada de Partilha de Produção foi realizada no dia 28/09/2018, sendo composta pelos blocos de Saturno, Pau-Brasil e Titã. A Resolução Nº 4, de 04/05/2018, estabeleceu, em seu Artigo 3º, § 7º e incisos I, II e III, os percentuais de conteúdo local, que seguem na tabela a seguir:
Conteúdo local mínimo 5ª Rodada (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de Coleta e Escoamento da Produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
Observa-se que alguns contratos da 2º a 5ª Rodadas ainda estão iniciando a fase exploratória (Alto de Cabo Frio Central, Uirapuru, Saturno e Gato do Mato, por exemplo).
6ª Rodada de Partilha de Produção
A 6ª Rodada de Leilão de Partilha de Produção foi realizada no dia 07/11/2019, sendo composta pelos blocos de Aram, Cruzeiro do Sul, Bumerangue, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava. Somente o Bloco de Aram foi arrematado. A Resolução Nº 4, de 04/05/2018, estabeleceu, em
seu Artigo 3º, § 7º e incisos I, II e III, os percentuais de conteúdo local que seguem na tabela abaixo:
Conteúdo local mínimo 6ª Rodada (%) | ||
Fase de exploração | 18 | |
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
1ª Rodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa
A 1ª Rodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa foi realizada no dia 06/11/2019, sendo composta pelos blocos de Búzios, Itapu, Sépia e Atapu. Somente os Blocos de Búzios e Itapu foram arrematados. A Resolução Nº 4, de 04/05/2018, estabeleceu, em seu Artigo 3º, § 7º e incisos I, II e III, os percentuais de conteúdo local que seguem na tabela abaixo:
Conteúdo local mínimo LVECO 1a Rodada Volumes Excedentes Cessão Onerosa (%) | ||
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
2ª Rodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa
A 2ª Rodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa foi realizada no dia 17/12/2021, sendo composta pelos blocos de Sépia e Atapu e mantidos os percentuais de conteúdo local estabelecidos pela Resolução Nº 4, de 04/05/2018, conforme destacados na tabela abaixo:
Conteúdo local mínimo LVECO 2a Rodada Volumes Excedentes Cessão Onerosa (%) | ||
Etapa de desenvolvimento | Construção de poço | 25 |
Sistema de coleta e escoamento da produção | 40 | |
Unidade Estacionária de Produção | 25 | |
2.2 Acordos de Individualização da Produção – AIP
O procedimento de individualização da produção (unitização) visa garantir a exploração conservativa de uma jazida de petróleo e/ou gás natural, distribuindo equanimemente, entre os titulares de direitos de exploração e produção da jazida compartilhada, os direitos e obrigações indivisas inerentes aos respectivos contratos de exploração e produção. A PPSA já concluiu dez acordos de individualização da produção e trabalha em outros 8 potenciais acordos.
A figura a seguir demonstra o status dessa atividade:
As principais atividades ligadas aos AIPs no período foram as seguintes:
• Negociação dos procedimentos Processual e Técnico de Redeterminação do AIP de Tupi;
• Realizada reunião técnica de atualização relativa ao AIP de Argonauta;
• Acompanhamento da produção e gastos da jazida ME1;
• Em andamento a negociação do % Tract Participation e gatilhos de redeterminação para o AIP de Gato do Mato;
• Acompanhamento da parcela de produção e dos gastos da União no AIP e Tupi;
2.3 Comercialização de petróleo e gás da União
A PPSA é responsável pela comercialização de toda a parcela de óleo e gás natural de propriedade da União, sendo toda a receita gerada destinada à União.
No primeiro semestre de 2022 a PPSA comercializou 2,4 milhões de barris de petróleo da União, provenientes das Áreas de Desenvolvimento de Mero (Libra), do Entorno de Sapinhoá e da Área Individualizada de Tupi, arrecadando cerca de R$ 1,22 bilhões.
Neste período, também foram comercializados 31,9 milhões de metros cúbicos de gás natural da União dos Campos de Tupi (Lula), Entorno de Sapinhoá e Tartaruga Verde Sudoeste, produzidos e exportados entre novembro de 2021 e abril de 2022, no valor de R$ 12,75 milhões.
Com esse resultado, a PPSA comercializou, no primeiro semestre de 2022, um total de R$ 1,24 bilhão de petróleo e de gás natural da União.
As tabelas abaixo exibem as cargas de petróleo e volumes de gás natural comercializados no primeiro semestre de 2022:
3. Organização interna
3.1 A companhia
A estrutura organizacional da PPSA combina a clássica estrutura funcional vertical com a estrutura horizontal por CPP (projetos), buscando o melhor desempenho no cumprimento de objetivos e missão, com foco na gestão de contratos e no melhor aproveitamento de recursos. A empresa tem por objetivo maximizar os resultados econômicos oriundos de suas atividades em favor da União.
3.2 Gestão de pessoas
A PPSA continua em processo de estruturação do seu quadro de pessoal, tendo apresentado à SEST, em 2021, propostas de Plano de Cargos e Salários, Plano de Funções, Plano de Transição e de Quadro de Pessoal. A SEST já se manifestou favorável ao PCS apresentado, porém com alterações substanciais na proposta. Aprovou o Quadro de Pessoal e recomendou a reapresentação do Plano de Funções.
Quadro de pessoal
A Portaria SEST/SEDDM/ME nº 5.750, de 28.06.2022, atualizou o limite do quadro de pessoal próprio da PPSA para 163 vagas. Além do pessoal próprio, o quadro é composto pelos cargos estatutários de Diretor-Presidente e de três Diretores.
Em 30 de junho de 2022, a empresa contava com 60 profissionais. Perfis Profissionais: atualizados - base: junho/2022
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3.3 Governança Corporativa
Dando continuidade às ações de prevenção à Covid-19, a governança da empresa utilizou o modelo híbrido de reuniões, entre remotas e presenciais, nos colegiados estatutários, sem perda de qualidade na interação entre os participantes ou eficiência nas deliberações dos assuntos de interesse da PPSA. Os membros do Comitê de Pessoas, Elegibilidade, Sucessão e
Remuneração foram eleitos na 101ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração, em 24/06/2022, em substituição ao Comitê de Elegibilidade.
Entre as deliberações da Assembleia Geral e do Conselho de Administração no primeiro semestre de 2022, podemos destacar:
Assembleia Geral |
Aprovação do Relatório Anual da Administração e das Demonstrações Contábeis relativas ao Exercício Social de 2021 |
Aprovação da Remuneração de Diretores, Conselheiros e membros de Comitês Estatutários de abril de 2022 a março de 2023. |
Aprovação de alteração estatutária - de 58 para 62 vagas de cargos de livre provimento - art. 101. |
Conselho de Administração |
Aprovação dos resultados do PE 2021-2025 (Planejamento Estratégico 2021-2025) |
Aprovação da revisão do Código de Conduta e Integridade (PG-DAF-001/2022) - revisão 01 |
Aprovação do Relato Integrado de 2021 |
Aprovação do Carta Anual de 2021 |
Eleição dos membros do Comitê de Pessoas, Elegibilidade, Sucessão e Remuneração |
Aprovação do Programa de Dispêndios Globais e Orçamento de Investimentos – PDG/OI 2023 |
3.4 Planejamento Estratégico
Durante o primeiro semestre de 2022, podemos destacar as seguintes realizações que estavam previstas no nosso Planejamento Estratégico:
• Estruturação da carteira de projetos;
• Avanços na estruturação dos processos da gestão técnica para a Fase de Produção dos CPPs;
• Simplificação do processo de aprovação de ballots e da elaboração de notas técnicas;
• Reavaliação do modelo de agente comercializador;
• Estudos de novas tecnologias para offloading;
• Avaliação de desdobramentos do Mercado de Gás Natural e possíveis impactos na comercialização de gás;
• Adequação da força de trabalho da PPSA;
• Busca pela sustentabilidade financeira de longo prazo da PPSA;
• Avanços na estruturação da gestão de dados técnicos de CPPs e AIPs;
• Reforço na segurança de dados e informações;
• Implantação de nova versão do Sistema de Gestão da Partilha de Produção (SGPP) (Renovação de Contrato);
• Implementação de programas de relacionamento com públicos de interesse;
• Promoção de retenção do conhecimento já acumulado na PPSA;
• Sistematização da Gestão Tecnológica da PPSA.
3.5 Transformação digital
Promover a transformação digital da empresa é uma das quatro diretrizes do Planejamento Estratégico da PPSA. No primeiro semestre de 2022, as atividades foram concentradas no levantamento de requisitos para a próxima contratação do Sistema de Gestão de Partilha da Produção (SGPP 2.0). Foi realizado um extenso levantamento englobando diversos pontos como arquitetura, infraestrutura, segurança, melhorias nos processos e novas funcionalidades a serem implementadas nos próximos cinco anos.
Em continuidade ao propósito de ampliar a transparência da empresa, deu-se início a uma revisão no Painel Interativo disponibilizado no último ano, visando ampliar seu escopo de atuação, apresentando novos dados dos contratos de partilha da produção, com entrega prevista para o próximo semestre.
Em uma ação para ampliar a segurança da informação, foi finalizada a documentação para o processo licitatório previsto para o início do segundo semestre, visando a contratação de novo Firewall com alta disponibilidade e o uso de uma Virtual Private Network (VPN) para atender a demanda da área técnica.
Concluídos os ajustes necessários na Política de Segurança da Informação e demais práticas de gestão, para atender aos requisitos estabelecidos na Lei Geral de Proteção de Dados (LGPD). Todos os documentos foram encaminhados para aprovação da DE e Conselho Administrativo.
Os próximos passos na transformação digital incluem ações para ampliar a segurança da informação e para ampliação do uso de nuvem, adoção de novas ferramentas de suporte ao trabalho remoto, implantação de um sistema de Gestão de Documentos, implantação do SGPP
2.0 e implantação de um ERP.
3.6 Investimento e custeio
3.6.1 Custeio
Os recursos para custeio das atribuições legais da PPSA advêm do Contrato de Remuneração com o Ministério de Minas e Energia (MME). Esse contrato prevê a contrapartida para a remuneração dos serviços prestados à União na gestão dos contratos de partilha de produção, na representação da União nos procedimentos de individualização da produção de petróleo e gás natural e nos acordos decorrentes da gestão dos contratos para a comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União previstos em lei.
Como condição para o faturamento, a companhia elabora o Relatório Mensal de Remuneração com todas as informações sobre os contratos sob gestão da empresa, até o quinto dia útil do mês subsequente, para que o MME efetue a conferência e libere o aceite dos serviços.
3.6.2 Investimento
Os recursos para manutenção e ampliação das atividades oriundas das atribuições legais da companhia advêm dos aportes de capital da União (acionista única) e dos valores correspondentes às parcelas do bônus de assinatura destinadas à companhia, nos termos da parte final do inciso I do art. 7º da Lei nº 12.304/2010.
Ainda no primeiro semestre deste ano, a companhia investiu R$ 1,07 milhão em softwares especialistas, de geociências (geologia e geofísica), e de simulação de reservatórios, para suporte às atividades técnicas da Companhia
3.7 Participação externa e atendimento à sociedade
3.7.1 Eventos e publicações
A participação de executivos da companhia em eventos da indústria do petróleo tem o intuito de disseminar informações sobre o regime de partilha de produção e apresentar a atuação da empresa, assim como a contribuição na elaboração de trabalhos técnicos.
• O Diretor-Presidente, Xxxxxxx Xxxx, e o Gerente Executivo de Búzios, Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxx, realizaram apresentações no Brazil Oil, Gas & Energy Summit 2022. Xxxx apresentou a empresa e estimativas para o futuro sobre produção e investimentos dos contratos de partilha de produção. Xxxxxxxxx apresentou uma abordagem histórica sobre o desenvolvimento do pré-sal.
• O Diretor-Presidente, Xxxxxxx Xxxx, e a Diretora Técnica, Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxx Xxxxx, participaram da Offshore Technology Conference 2022.
• Xxxxx Xxxxx Xxxxxx, na ocasião Consultor Jurídico da PPSA, realizou, em março, a apresentação “Os Papéis da ANP, da PPSA e da Petrobras nas atividades de exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural”, na Procuradoria Geral do Estado do Rio de Janeiro. A apresentação integra o curso “Receitas Patrimoniais do Petróleo: Royalties e Participações Especiais”, iniciativa do Centro de Estudos Jurídicos da PGE em parceria com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e demais órgãos jurídicos.
• Xxxxxxxx Xxxxxx, na ocasião Coordenadora de Geociência de Reservatórios, foi uma das moderadoras da 2ª Live ABGP - Associação de Geólogos de Petróleo 2022 – "Interpretação Quantitativa-do Pré-Sal ao Pós-Sal-elemento chave na identificação de rocha e fluídos".
• Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, Coordenador de Gestão de Projetos e Contratos, Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxx, ex-Diretor de Gestão de Contratos, e Xxxxxxx Xxxxxxxx, Gerente Executivo de Contratos, foram os autores do 19º capítulo do Memoir 124 - The Supergiant Lower Cretaceous Pre-Salt Petroleum Systems of the Santos Basin, Brazil , publicado pela American Association of Petroleum Geologists (AAPG) – Associação Americana de Geólogos de Petróleo - com o tema “O processo de Unitização no Polígono do Pré-sal”.
• Xxxxxx Xxxxxxxxx, Coordenador de Geociências, foi coautor do quinto capítulo do Memoir 124, intitulado “Pre-Salt Depositional System: Sedimentology, Diagenesis, and Reservoir Quality of the Barra Velha Formation, as a Result of the Santos Basin Tectono- Stratigraphic Development”, juntamente à geóloga Xxxxxxx Xxxxxxxx, especialista em rochas carbonáticas.
• Xxxxxx Xxxxxxxx, coordenador de engenharia de reservatórios, foi o primeiro autor do artigo “A proposal for reservoir geostatistical modeling and uncertainty analysis of the Curimã Field, Mundaú Sub-Basin, Brazil”, publicado no Journal of South American Earth Sciences, em janeiro de 2022.
• Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxx, Gerente Executivo de Contratos, foi selecionado para ser um dos trinta palestrantes distintos da SPE International, na turnê de palestras da instituição 2022-23.
3.7.2 Premiação e homenagem:
• O Diretor-Presidente, Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxx, foi eleito entre as 100 personalidades mais influentes de energia do ano de 2022 na categoria Referência. O prêmio é organizado pela plataforma Full Energy, do Grupo Mídia, e tem como objetivo homenagear os maiores líderes que atuam no setor de energia, pelos esforços e pelo comprometimento necessário para colocar o setor energético como importante vetor no desenvolvimento do país.
3.7.3 Transparência e didática:
Com o objetivo de facilitar a compreensão dos temas da empresa, foi elaborado, em abril, o e- book "Entendendo o processo de reconhecimento e recuperação de custos nos Contratos de Partilha de Produção", de autoria de Xxxxx Xxxxxx, na ocasião Gerente de Tecnologia da Informação; Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, Coordenador de Gestão de Projetos e Contratos; Júlio Gontijo, Gerente Executivo de Contratos; Xxxx Xxxxxxxxx Xxxxxx, na ocasião Superintendente de Desenvolvimento e Produção; Xxxxx Xxxxxx Xxxxx, Consultora Xxxxxxxx Xxxxxxx; e Xxxxxx xx Xxxxx Xxxxxxxxxxx, Assessor Especial. Este e-book foi o terceiro de uma série produzida pela empresa.
Em cumprimento à Instrução Normativa TCU nº 84/2020, que estabelece normas para a tomada e prestação de contas dos administradores e responsáveis da Administração Pública Federal, foi criada a página de Transparência e Prestação de Contas 2022. A estrutura da página segue aquela disposta no art. 8º, I, da Instrução Normativa. xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxxxxx.xxx.xx/xxxx/xxxxxxxxxxxxx-x-xxxxxxxxx-xx-xxxxxx/0000
Em atendimento à legislação, foram publicados o Relatório Anual da Administração, a Carta Anual de Políticas Públicas e Governança Corporativa e o Relato Integrado. As publicações podem ser encontradas no site: xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxxxxx.xxx.xx/xxxx/xxxxxx-x- informacao/relatorios-da-administracao/
3.7.4 Atendimento à sociedade
A PPSA atende à sociedade por meio de Canal de Denúncias próprio e pelo Xxxx.XX. Não houve nenhuma demanda no canal próprio. Foram recebidas quinze demandas no Xxxx.XX, sendo seis não relacionadas com a companhia. As demais foram respondidas tempestivamente.
4 Informações econômico-financeiras
4.1 Realização Orçamentária
Do Programa de Dispêndios Globais de 2022, aprovado pelo Decreto nº 10.892 de 13/12/2021, foram realizadas 104% das fontes de recursos planejadas, perfazendo R$ 47,16 milhões. Desse total, 81% são receitas operacionais e 19%, receitas não operacionais. No que tange aos usos de recursos, foram realizados 74% dos usos de recursos planejados, perfazendo R$ 40,83 milhões. Desse total, 54% correspondem a despesas com pessoal e encargos sociais; 19%, a despesas com serviços de terceiros; 16%, a tributos e encargos parafiscais e 5% são correlatos a dispêndios de capital. Outros 6% respondem pelas rubricas de outros dispêndios correntes, utilidades e serviços, e materiais e produtos.
4.2 Receitas para a União
No primeiro semestre de 2022, a PPSA gerou para a União R$ 1.236,92 bilhão, sendo R$ 1.224,17 bilhão relativos à comercialização de óleo de Mero, Sapinhoá e Tupi e R$ 12,75 milhões relativos à venda do gás natural de Búzios, Sapinhoá e Tupi, referentes a parcela da União sob gestão da Companhia.
A tabela abaixo mostra as quantidades comercializadas de gás e de óleo, com respectivos valores em Reais.
Rótulos de linha | Unidade Medição | Soma de Quantidade | Soma de Valor NF |
MERO-ÓLEO | M3 | 154.175,00 | 000.000.000,83 |
SAPINHOÁ-ÓLEO | M3 | 79.847,00 | 000.000.000,70 |
TUPI (LULA)-ÓLEO | M3 | 149.749,00 | 000.000.000,14 |
BÚZIOS-GÁS | MMBtus | 114.410,38 | 489.585,75 |
SAPINHOÁ-GÁS | MMBtus | 929.767,26 | 9.366.276,20 |
TUPI (LULA)-GÁS | MMBtus | 352.870,84 | 2.892.618,17 |
Total Geral | 1.780.821,46 | 1.236.919.073,79 | |