DESPACHO SDL-ANP Nº 417, DE 11 DE ABRIL DE 2024 (parte 2 de 6)

* Avanços na comercialização do gás.
* Renovação do contrato de remuneração entre o Ministério e a PPSA.
* Assinatura do contrato do SGPP e implantação do Comitê de Melhorias do
SGPP.
* Revisão salarial do PCS para a contratação do processo seletivo público.
* Revisão da Política de Segurança da Informação.
* Retorno da tramitação do PL 6211/2019 que aborda o recebimento de uma tarifa
sobre a comercialização da PPSA, como forma garantir a sustentabilidade financeira de longo
prazo da empresa.
Plano Estratégico 2024-2028
Para construção do Plano Estratégico 2024-2028, a empresa levou em consideração
os avanços alcançados no ciclo anterior e a análise do cenário econômico e energético para os
próximos anos, os normativos legais e o contexto atual e futuro da empresa. Com a
participação de todas as áreas da empresa e o envolvimento direto da Diretoria Executiva em
todas as etapas, foram definidas as principais ambições para os próximos cinco anos para
posterior priorização das iniciativas estratégicas.
Para compor o Plano, o cenário projetado pela empresa considera, entre outras
iniciativas, o aumento dos contratos nos próximos anos, o crescimento significativo das
atividades de comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União e a participação
ativa no programa Gás para Empregar. Estão previstas iniciativas voltadas à descarbonização e
estudos de incentivos que possam aumentar a atratividade do Polígono do Pré-Sal; a realização
de processo seletivo público e a avaliação de novos modelos de comercialização para os
hidrocarbonetos da União.
Cenário vislumbrado para o horizonte 2024-2028
* Realização de novas ofertas de partilha.
* Comercialização crescente de petróleo e gás da União ao longo dos próximos
anos.
* Crescimento da empresa (recursos humanos e tecnológicos, com segurança
cibernética e compliance).
* Importância da sustentabilidade financeira de longo prazo.
* Realização de concurso Mudança no quadro de pessoal Aprovação do Plano de
Funções.
* Contribuição para o Programa Gás para Empregar e Estudos sobre viabilidade de
atividades relacionadas ao refino.
* Gestão do conhecimento para a perpetuidade das competências técnicas e
gerenciais.
* Melhoria contínua da transparência, da governança, da comunicação.
* Simplificação e eficiência dos processos.
* Aderência às melhores práticas ESG.
* Transição energética e descarbonização.
* Estudos para aumento da atratividade do pré-sal.
Para o ciclo 2024-2028 foram estabelecidas quatro Diretrizes Estratégicas e 11
objetivos.
1ª Diretriz Estratégica
Aumentar a atratividade do polígono do pré-sal
Meta: Aumentar as atividades exploratórias no polígono do pré-sal e fomentar a
realização de novas ofertas de partilha.
Objetivos Estratégicos:
* Identificar ações e construções regulatórias necessárias para aumentar a
atratividade das áreas/descobertas do polígono do pré-sal.
* Buscar áreas com potencial no polígono do pré-sal.
2ª Diretriz Estratégica
Aprimorar o processo de comercialização de petróleo e gás.
Meta: Aprimorar modelos para a comercialização de petróleo e gás natural, de
forma a garantir os melhores resultados para a União.
Objetivos Estratégicos:
* Aprimorar o processo de comercialização de petróleo e gás da União,
incorporando as diretrizes do Programa Gás para Empregar, bem como do estudo sobre a
viabilidade técnica e econômica de mecanismos para priorizar o abastecimento nacional de
combustíveis derivados de petróleo.
* Definir o melhor modelo de comercialização de petróleo para a União no curto e
no longo prazo.
* Definir o melhor modelo de comercialização de gás para a União.
3ª Diretriz Estratégica
Consolidar a estrutura da empresa
Meta: Adequar a empresa em termos de recursos humanos, tecnológicos e
financeiros para atender ao crescimento de suas atividades; ampliar a comunicação da
empresa junto aos públicos de interesse e implantar a gestão do conhecimento de forma a
garantir a manutenção das capacidades técnicas e gerenciais da empresa.
Objetivos Estratégicos:
* Adequar o quadro de recursos humanos.
* Implantar a Transformação Digital.
* Ampliar a Comunicação da Empresa junto aos Públicos de Interesse.
* Garantir a sustentabilidade financeira de longo prazo.
* Preservar as competências técnicas e gerenciais através da gestão do
conhecimento.
4ª Diretriz Estratégica
Fomentar ações de descarbonização nos consórcios
Meta: Aumentar o conhecimento a respeito de tecnologias, iniciativas e medições
relacionadas à descarbonização no pré-sal.
Objetivos Estratégicos:
* Incentivar ações de descarbonização nos CPPs ao longo da curva de produção.
Metas gerais da empresa para 2024
* Receita para União - Meta de R$ 7,82 bilhões = + 30% em relação a 2023.
* Comercialização de óleo e gás - metas 21,8 MM bbl e 59,84 MM m3 de gás: + 34%
(óleo) e + 32% (gás) em relação a 2023.
4.5. Controles Internos e Gestão de Riscos
Controles internos
A adoção de ações de controle interno e a gestão de risco são instrumentos
essenciais para assegurar o alcance das metas e objetivos da PPSA. Em linha com as
recomendações da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), a
empresa busca assegurar um ambiente de controle com objetivos claros que demonstrem o
compromisso dos gestores com a integridade pública, além de oferecer uma abordagem
estratégica à gestão de riscos e adotar mecanismos para responder a possíveis violações das
leis e desvios éticos.
O Sistema de Gestão é composto por quatro alicerces: Planejamento Estratégico,
Gerência da Rotina, Gerenciamento de Riscos e Programa de Integridade. São 86
procedimentos - 17 deles elaborados em 2023 - para apoiar a operação da empresa e
estruturar um ambiente de controle interno, facilitando a atuação em conformidade com a
legislação, a manutenção de uma governança sólida, a operação de forma sistematizada, a
redução da vulnerabilidade à fraude e à corrupção e, por fim, garantindo um resultado eficaz
para a União.
O Sistema de Gestão da empresa toma por base o Planejamento Estratégico
quinquenal. Todas as ações estratégicas da empresa são pautadas no Planejamento e
acompanhadas mensalmente por meio de uma reunião de análise crítica junto à Diretoria
Executiva e aos coordenadores das iniciativas. O Conselho de Administração faz
acompanhamento mensal do tema. O Conselho Fiscal e o Comitê de Auditoria Estatutário
acompanham a cada trimestre.
Mensalmente, a Diretoria também realiza uma reunião de análise crítica de
resultados, com acompanhamento, em conjunto com a equipe, dos indicadores mensais de
produção, de reconhecimento de custos e aprovação de ballots, previsões de cargas a serem
comercializadas, arrecadação e contratações.
Gestão de riscos
A Política de Gestão de Riscos da PPSA tem por objetivo estabelecer diretrizes ao
processo de gerenciamento de riscos: a identificação, avaliação, tratamento, monitoramento e
comunicação dos riscos inerentes às atividades da empresa. Essa política incorpora a dimensão
riscos à tomada de decisões estratégicas, conforme as regulamentações aplicáveis, com os
princípios de integridade da PPSA e com as melhores práticas de mercado de óleo e gás.
A equipe de Planejamento Estratégico, vinculada diretamente ao Diretor-
Presidente, é a responsável por conduzir o gerenciamento de riscos. Para a implantação do
ciclo de gerenciamento de riscos de 2023 foi criado um grupo de trabalho buscando como
premissa obter a participação de, pelo menos, um representante dos principais processos da
empresa (processos finalísticos e processos das áreas de apoio). O Diretor-Presidente e demais
diretores participaram das etapas de validação do método, validação do cronograma,
entendimento do contexto e validação dos riscos priorizados e plano de respostas, além da
aprovação do relatório final.
O processo de gerenciamento de risco visa à prevenção e mitigação dos principais
riscos a que está exposta a PPSA, inclusive os riscos relacionados à integridade das informações
contábeis e financeiras e os relacionados à ocorrência de Atos de Corrupção e Fraude.
A metodologia de gerenciamento de riscos é composta por sete etapas, que
abarcam desde o entendimento do contexto, com análises das ameaças internas e externas
que afetam a empresa, a identificação de diversos riscos e posterior priorização, até a definição
das respostas que serão dadas pela empresa.
As diretrizes para o processo estão estabelecidas na Política de Gestão de Riscos,
que é aprovada e supervisionada pelo Conselho de Administração.
Durante a etapa de identificação de riscos, são levados em consideração diversos
tipos de riscos:
* Riscos Legais: decisão desfavorável em processos judiciais, multas, penalidades
ou indenizações resultantes de ações de órgãos de supervisão e controle.
* Riscos Conjunturais: mudanças verificadas nas condições políticas, sociais e
econômicas do Brasil ou de outros países.
* Risco de Imagem: desgaste do nome da instituição perante o mercado, a
sociedade e as autoridades.
* Riscos de Integridade: relacionados às informações contábeis e financeiras e à
ocorrência de Atos de Corrupção e Fraude.
* Risco Operacional: falhas, deficiências ou inadequação de processos internos,
envolvendo pessoas, sistemas e eventos, inclusive externos.
* Risco de Segurança da informação ou cibernético: relacionados à LGPD ou
ataques criminosos praticados em ambientes virtuais, como tentativas de danificar, roubar ou
destruir dados, comprometendo sites, servidores ou interrompendo infraestruturas de
tecnologia.
* Risco Financeiro de liquidez ou de crédito: não honrar seus compromissos em
tempo hábil ou sem perda significativa de valor, ou de não receber os seus créditos.
Ao final do ciclo são priorizados os riscos a serem gerenciados, bem como as
oportunidades que merecem acompanhamento.
Oportunidades mapeadas:
* Aprimorar as práticas relacionadas a ESG
* Atuar como um ator relevante no Programa Gás para Empregar
* Aprimorar o modelo de comercialização
Riscos priorizados a serem monitorados:
* Risco operacional referente a quadro de recursos humanos insuficiente
* Risco financeiro em função de recursos financeiros insuficientes para a operação
da empresa
* Risco de segurança da informação
* Riscos associados à integridade
* Riscos de imagem
* Riscos de problemas operacionais no Sistema de Gestão de Gastos de Partilha de
Produção
* Riscos de ineficiências operacionais
Todos os riscos mapeados possuem um plano de tratamento com ações de
mitigação, acompanhado pelo Planejamento Estratégico e pela Diretoria Executiva.
5 Resultados da Gestão
5.1. Contratos de partilha de produção
A PPSA fez a gestão de 23 contratos de partilha de produção em 2023. Quatro deles
- Água-Marinha, Norte de Brava, Bumerangue e Sudoeste de Sagitário - foram assinados em
julho, oriundos do 1º Leilão de Oferta Permanente de Partilha de Produção, realizado pela
Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em dezembro de 2022.
Estes blocos estão situados nas bacias de Campos e Santos e contam com previsão de
investimento mínimo na fase de exploração de R$ 1,44 bilhão.
Todos os contratos de partilha de produção estão situados no Polígono do Pré-Sal,
área de aproximadamente 149 mil quilômetros quadrados no mar territorial entre os estados
de Santa Catarina e Espírito Santo. Atualmente, 15 empresas atuam em regime de partilha de
produção, sendo cinco delas operadoras: Petrobras, Shell, bp, ExxonMobil e Equinor.
Dos 23 contratos, oito estão em produção, um está em desenvolvimento, dez estão
em fase de exploração e quatro em processo de devolução. Ao final de 2023, a ANP realizou o
2º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha. O bloco de Tupinambá foi arrematado pela empresa
BP Energy. O contrato será assinado no primeiro semestre de 2024 e estará sob gestão da
PPSA.
Para realizar as atividades relacionadas à gestão dos contratos, a empresa
desenvolveu, com tecnologia Software As a Service (Saas), o Sistema de Gestão de Gastos de
Partilha de Produção (SGPP) - uma plataforma digital em que são computados todos os dados
dos contratos e realizadas as atividades de apuração e controle dos custos e cálculo das
parcelas da União.
Novas áreas
Em dezembro, o Conselho Nacional de Política Econômica autorizou, por meio da
Resolução Nº 11, mais 11 áreas a serem licitadas no Sistema de Oferta Permanente, sob o
regime de partilha de produção. São elas: Itaimbezinho, Ametista, Ágata, Mogno, Jaspe,
Amazonita, Safira Leste, Safira Oeste, Citrino, Larimar e Ônix. A Petrobras manifestou interesse
pelo direito de preferência de Jaspe. Se arrematados, os contratos serão geridos pela PPSA.
Confira o percentual mínimo do excedente em óleo da União e o bônus de
assinatura estabelecido por bloco:
* Itaimbezinho | 6,67% e R$ 11.008.615,95;
* Ametista | 6,41% e R$ 1.060.087,39;
* Ágata | 6,48% e R$ 30.355.184,66;
* Mogno | 8,81% e R$ 32.766.127,53;
* Jaspe | 16,72% e R$ 52.234.042,42;
* Amazonita | 12,91% e R$ 86.591.721,01;
* Safira Leste | 9,03% e R$ 140.113,58;
* Safira Oeste | 23,01% e R$ 123.019.652,15;
* Citrino | 8,87% e R$ 5.689.435,33;
* Larimar | 10,65% e R$ 36.469.743,39;
* Ônix | 10,59% e R$ 21.299.775,37.
Produção no pré-sal
A PPSA divulga, mensalmente, desde 2020, um Boletim com a produção de
petróleo e gás natural dos contratos de partilha de produção, bem como as parcelas destinadas
à União. A produção vem, desde então, em uma curva de crescimento, com previsão de
alcançar o pico antes do final da década.
Em 2023, a empresa lançou um Painel Interativo dedicado exclusivamente a
indicadores de produção, que passou a computar também a parcela de petróleo e gás natural
que a União tem direito nos acordos de individualização da produção (AIPs) que envolvem
áreas não contratadas. Com a ferramenta, qualquer pessoa poderá ter acesso aos dados dos
contratos de partilha e dos AIPs e filtrar as informações conforme seu interesse, aumentando
assim a possibilidade de análises da produção total no pré-sal e das parcelas da União.
Ao longo do ano, três novos navios-plataformas (FPSOs) passaram a atuar no pré-
sal: FPSO Sepetiba, em Mero; FPSO Almirante Barroso, em Búzios e FPSO Anita Garibaldi, na
Jazida Compartilhada de Brava. No momento, 22 FPSOs estão em atividade. Outro marco foi o
início da exportação de gás da P-74 e P-75, em Búzios.
No último ano também foram registrados marcos de recorde de produção. O FPSO
Guanabara (Mero 1) atingiu sua capacidade máxima de produção, de 180 mil bpd. O mesmo
ocorreu com a P-71, em Itapu, e com o FPSO Almirante Barroso, em Búzios, ambos com
capacidade de 150 mil bpd.
Para os próximos anos é esperado um crescimento da produção e a chegada de
novos navios-plataforma. Estão em andamento os FPSOs de Mero 3 e 4, em construção na
China, com entrada em produção prevista para 2024 e 2025, respectivamente, e o FPSO de
Bacalhau, que está na fase de integração de módulos em Singapura, com partida para o Brasil
prevista para setembro de 2024. Também estão em andamento as licitações da P-84, em
Atapu, e da P-85, em Sépia. As unidades de produção de Búzios P-78 (Búzios 6) e FPSO
Almirante Tamandaré (Búzios 7) têm previsão de entrada em produção em 2025.
Produção total no ano e parcelas da União
A União teve direito a 17,08 milhões de barris de petróleo da produção do pré-sal
em 2023. O resultado é 57% maior do que o registrado em 2022 (10,9 milhões) e reflete o
crescimento da produção no país. Deste volume, 92% são referentes à parcela que a União faz
jus em oito contratos de partilha de produção, sendo o campo de Mero o principal responsável
por este resultado, seguido dos campos de Búzios e Entorno de Sapinhoá. Os 8% restantes são
relativos à participação da União nas jazidas unitizadas de Atapu e Tupi, que envolvem áreas
não contratadas e operam com sete navios plataformas.
Desde 2017, a União acumula um total de 41,93 milhões de barris de petróleo
produzidos.
No ano passado, a União também teve direito a 45 milhões de m³ de gás natural
disponível para a exportação, oriundos de nove campos. O volume foi cerca de 30% inferior ao
de 2022. A queda é explicada pela redução no volume de gás da União do Campo de Sapinhoá.
Embora a produção do campo tenha aumentado, por questões contratuais, a participação da
União foi menor. Ainda assim, Sapinhoá foi o campo que mais produziu para a União, seguido
de Tupi e Búzios.
Desde 2017, a União acumula um total de 241 milhões de m³ de gás natural.
Contratos de partilha de produção
Ao longo de 2023, os oito contratos de partilha que estão em produção operaram
com 15 navios-plataforma, registrando uma produção total de 323,07 milhões de barris e 856
milhões de m³ de gás natural.
Em 2023 foi realizada uma descoberta de nova jazida na área NW do Bloco de Sépia
(Pedúnculo de Sépia) e declarada a comercialidade do Campo de Espadim (Jazida
CompartilhadadeBrava)edoCampodeManjuba(JazidaCompartilhadadeForno).Nosdemais
contratos foi dada continuidade à perfuração de poços, a exemplo de Mero, Bacalhau, Búzios,
Aram e Itapu. A área técnica da PPSA também consolidou a visão da empresa sobre a
possibilidade de extrapolação da jazida de Búzios para a área Sudoeste, o que no futuro poderá
resultar em aditivo ao AIP de Búzios para incorporar a área não contratada, com aumento de
participação da União.
Como parte dos esforços para viabilizar o aumento da oferta de gás natural, foi
realizada a interligação do FPSO de Sépia com o Sistema de Escoamento de Gás. A iniciativa
permitiu que a União passasse a realizar a exportação de seu gás natural em momentos de
ociosidade na Rota 2 de Escoamento de Gás. Já em Itapu, foi iniciada a injeção de gás.
Também vale ressaltar as iniciativas realizadas para a implantação de duas novas
tecnologias no pré-sal. Foram concluídos os testes para utilização do CTV (Cargo Transfer
Vessel) em Mero, com resultados positivos para uso da tecnologia na Bacia de Santos. O CTV
reduzirá, no futuro, a utilização de navios de posicionamento dinâmico nos procedimentos de
alívio de carga, o que reduzirá os custos da operação. O consórcio de Libra também aprovou a
contratação do HI-SEP para instalação submarina conectado ao FPSO de Mero 3. Esta
tecnologia permite a separação de óleo e gás com elevado teor de CO2 em ambiente
submarino. Em Búzios, o teste de uso do HI-SEP também foi aprovado.
Em funções de resultados de baixa atratividade geológica, quatro blocos estão em
processo de devolução. O consórcio de Peroba celebrou o contrato de distrato, enquanto o de
Dois Irmãos encaminhou a solicitação de devolução integral do bloco à ANP. Também foi
comunicado à ANP a proposta de devolução total do bloco de Três Marias. Já o Comitê
Operacional do bloco de Saturno decidiu pela devolução da área.
Aprimoramento na gestão dos contratos
Para fazer a gestão dos contratos, a companhia conta com uma equipe de Gerentes
Executivos, que trabalham em conjunto com um escritório interno de projetos e quatro
superintendências: Comercialização, Reservatórios, Exploração e Desenvolvimento e
acompanhamento da produção.
Com o desenvolvimento dos projetos, o volume de atividades segue em curva
crescente. Para aprovar as contratações e atividades previstas, os operadores encaminharam
666 ballots e AFEs (votos e autorização de despesas) para aprovação da PPSA em 2023, um
aumento de 21% em relação ao ano anterior. Embora esta atividade envolva grande parte da
equipe técnica e demande tempo, 99% foram respondidos no prazo médio de 5 dias úteis,
metade do prazo estipulado como meta pela PPSA. Como parte destes esforços, foram
realizados novos ajustes no Sistema de Gastos de Partilha de Produção, principal ferramenta
utilizada pela PPSA para realizar a gestão dos contratos. Diariamente, os dados dos contratos
são imputados pelos operadores e todo o trabalho de aprovação e reconhecimento de custos,
bem como o acompanhamento da produção é realizado por meio dessa ferramenta.
A equipe também trabalhou no desenvolvimento de uma Carteira de Projetos, uma
ferramenta com dados dos contratos, que auxilia nos estudos de viabilidade técnica e
econômica dos investimentos previstos para os blocos, bem como no desenvolvimento de
curvas futuras de produção com base nos Planos de Desenvolvimento.
A experiência de sucesso da PPSA continua sendo compartilhada. Este ano, foram
realizadas reuniões com o órgão regulador de Suriname e de Angola com foco em
reconhecimento de custos. A Diretoria da empresa também recebeu em seu escritório uma
delegação da Universidade Eduardo Mondlane, de Moçambique.
5.2. Acordos de Individualização da Produção
Um Acordo de Individualização da Produção (AIP) é iniciado quando se verifica a
possibilidade de que o limite de uma jazida petrolífera ultrapasse a área outorgada. Nessas
circunstâncias, quando uma área não contratada no Polígono do Pré-sal ou uma área
estratégica está envolvida, é função da PPSA representar a União nesses acordos. A unitização
permite que a produção, os custos e o plano de desenvolvimento da jazida sejam
compartilhados entre os titulares de direitos sobre as áreas, garantindo a racionalidade da
produção e evitando a lavra predatória.
Atualmente, dez acordos de individualização da produção já foram negociados pela
PPSA e encontram-se efetivos. Outros oito estão em processo de avaliação. Um deles, o AIP do
Pré-Sal de Albacora, negociado desde 2020 entre a Petrobras e a União, tornou-se efetivo logo
no primeiro dia de 2023. Meses depois, a área não contratada desse AIP foi incorporada ao
Contrato de Partilha de Produção (CPP) de Norte de Brava, arrematada no 1º Ciclo de Oferta
Permanente. Hoje, a participação da União nesta área é apurada conforme o percentual de
excedente em óleo da União estabelecido no contrato de partilha de Norte de Brava.
Ao longo do ano, também foi dado prosseguimento às negociações dos termos e
condições do AIP de Jubarte.
A atividade de representação da União nos AIPs requer um acompanhamento
constante destes contratos, visto que muitas vezes há necessidade de redeterminação das
participações negociadas e da realização de ajustes nos acordos estabelecidos. Este ano, por
exemplo, foram negociados procedimentos de redeterminação do AIP de
Marlim/Voador/Brava, Tupi e Sapinhoá e aditivos aos acordos de gestão dos AIPs de Tupi,
Brava, Forno, Bacalhau Tartaruga Mestiça e Mero, por diferentes motivações.
Crescimento esperado para a produção
Em novembro, a PPSA divulgou, em seu Fórum Técnico, o estudo "Estimativa de
resultados nos contratos de partilha de produção e nos acordos de individualização da
produção com participação da União". Segundo os dados do estudo, a projeção para o setor é
de um crescimento significativo nos próximos anos, atingindo o pico em 2029, com a produção
média de 2,3 milhões de barris por dia (bpd) de petróleo.
O "Estudo do Plano Decenal de Expansão de Energia 2032", elaborado pela
Empresa de Pesquisa Energética (EPE) confirma essa estimativa - a produção nacional potencial
para o ano de 2029 é 5,4 milhões de bpd, o que significa que, pelo menos 50% desse montante,
serão advindos dos contratos de partilha.
Estima-se que, ao longo dos próximos dez anos, aproximadamente 96% da
produção virão de projetos comerciais, com reservas já descobertas e declaradas. Para a PPSA,
tal cenário se traduz em oportunidades de crescimento para a empresa e incremento das
atividades de gestão e comercialização.
A produção estimada para a parcela de petróleo da União, calculada a partir da
alíquota de oferta de excedente em óleo da União de cada contrato, do limite de recuperação
de custo em óleo de cada área e das participações da União nos AIPs, apresentará crescimento
contínuo até 2029, quando alcança o pico com 564 mil barris por dia, mais de dez vezes a
produção de dezembro de 2023 (52 mil barris por dia).
De 2024 até 2033, os contratos terão uma produção acumulada de 6,5 bilhões de
barris de petróleo. Desse total, a parcela acumulada da União será de 1,3 bilhão de barris.
A produção de gás natural disponível para exportação nos contratos apresenta
crescimento a partir de 2025 e se mantém praticamente estável entre 2026 e 2032. Em 2033,
há potencial de produção de contratos que atualmente estão em fase exploratória, alcançando
uma média anual diária de 21 milhões de m³.
A parcela de gás natural diária da União dará um salto nos próximos anos, saindo
de um patamar de 100 mil m³/dia em 2023 para 1,8 milhão m³/dia em 2027 e se mantendo em
um faixa de 3 milhões m³/dia pelos próximos seis anos.
O pico é alcançado em 2029 com 3,5 milhões m³/dia.
Até 2033, os contratos terão uma produção acumulada de 52 bilhões de m³ de gás
natural para exportação. Desse total, a parcela acumulada da União será de 7,5 bilhões de
m³.
5.3. Comercialização de Petróleo e Gás
A PPSA é responsável pela comercialização de toda a parcela de óleo e gás natural
de propriedade da União, sendo toda a receita gerada destinada ao Tesouro Nacional.
Em 2023, a PPSA comercializou R$ 6,02 bilhões em cargas da União nos contratos
de partilha de produção e áreas não contratadas de acordos de individualização de produção
(AIP). O valor é cerca de 28% a mais do que o registrado em 2022 (R$ 4,71 bilhão).
Durante todo o ano, foram entregues 33 cargas de petróleo da União - 11 a mais
que o ano anterior -, o que totalizou 16,32 milhões de barris. Deste total, 22 cargas foram
provenientes do Campo de Mero, duas de Tupi, quatro de Búzios, duas de Entorno de
Sapinhoá, duas de Atapu e uma de Sépia.
As cargas de petróleo comercializadas ao logo do ano foram, em sua maioria,
realizadas com base no leilão promovido pela PPSA na B3 em 2021, que teve como grande
vencedora a Petrobras. As exceções foram as cargas de Atapu e Sépia, comercializadas em
processo de venda direta ao longo de 2023 e que tiveram como vencedores a Galp Energia
Brasil, Equinor e Petrobras, respectivamente.
Em relação ao gás natural, foram comercializados 45 milhões de metros cúbicos
oriundos da Área Individualizada de Tupi, do Entorno de Sapinhoá, da Jazida Compartilhada de
Búzios, do Sudoeste de Tartaruga Verde, de Sépia e de Brava (Espadim).
Para isso foram negociados, ao longo do ano, as extensões das vigências dos atuais
contratos de compra e venda de gás natural de Tupi, Entorno de Sapinhoá, Búzios, Sudoeste de
Tartaruga Verde, Sépia e Atapu e assinados contratos para compra e venda de gás natural de
Brava/Espadim, Sépia, Atapu e Forno.
Diante do crescimento projetado para a produção da União nos próximos dez anos,
que exigirá consequentemente uma maior demanda da comercialização, a equipe técnica tem
realizado diversos estudos para aprimorar sua atuação e otimizar cada vez mais os resultados
da União. Uma das iniciativas prevê um estudo sobre novas formas de comercialização do gás
natural da União, sendo a principal delas o acesso ao Sistema Integrado de Escoamento da
Bacia de Santos.
No que diz respeito ao óleo, estão sendo estudados modelos diferenciados para
venda de lotes inferiores a 500.000 barris (volume padrão) e a análise da demanda nos
contratos de partilha de produção, e consequentemente da União, de navios de
posicionamento dinâmico (DP) até 2030 para escoamento das cargas.
Crescimento da comercialização
Considerando a produção de 1,3 bilhão de barris de petróleo pertencentes à União
até 2033, a receita projetada para a União com a comercialização desse volume é de R$ 462
bilhões nos próximos dez anos. O crescimento da receita da União com a comercialização do
petróleo será contínuo até 2030, quando alcançará o pico com R$ 71,7 bilhões.