PPSA PREVÊ CINCO SISTEMAS DE PRODUÇÃO EM LIBRA ATÉ 2023

Por Daniel Fraiha (daniel@petronoticias.com.br) – 

A Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) ainda não está nem perto de ter o peso que terá nos próximos anos, quando de fato começar a gerir a venda de petróleo do pré-sal em nome da União, mas vem ganhando um novo degrau a cada dia, já com seu segundo presidente em pouco tempo de história. Oriundo do quadro da Petrobrás, onde ocupava uma gerência geral na área de Exploração e Produção, Ibsen Flores Lima assumiu o posto em novembro do ano passado, na esteira das mudanças promovidas com a chegada de Michel Temer à presidência da República, e desde então tem evitado chamar atenção. É ele, no entanto, quem representa o governo nos contratos do pré-sal e os volumes de recursos a serem movimentados nos próximos anos certamente farão muitos olhares se voltarem para sua cadeira. Enquanto isso não acontece, a estatal vem trabalhando a partir de contratos de prestação de serviço fechados com o governo, com um orçamento mensal médio de R$ 3,2 milhões, e fechou o ano de 2016 com um lucro módico de R$ 5,7 milhões. Quase nada perto dos 41,65% de participação que o governo terá na produção de Libra e de outros campos do pré-sal no futuro. Para se ter ideia, apenas em 2017, quando a produção no campo começará em regime de Teste de Longa Duração (TLD), com uma estimativa inicial de 30 mil barris por dia, estão previstos cerca de R$ 767,97 milhões referentes aos contratos de venda de óleo em nome da União, o que inclui também as áreas unitizáveis na província petrolífera, como os campos de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, e de Lula Sul e Sapinhoá, na Bacia de Santos, todos operados pela Petrobrás.

Se parece um valor muito alto, ainda se distancia bastante do quadro esperado para os próximos anos, quando uma série de outras unidades de produção entrará em operação nos campos. Apenas para Libra, estão previstos cinco sistemas produtivos até 2023. “Além do Teste de Longa Duração e do Projeto Piloto de Libra (Libra 1), este previsto para entrar em produção em 2020, ainda estão planejados para os anos seguintes outros três sistemas de produção para a área noroeste de Libra (NW). Eles são informalmente denominados Libra 2, Libra 3 e Libra 4 e, em princípio, deverão entrar em produção em intervalos de cerca de um ano entre si, a partir de Libra 1”, diz Flores Lima, em entrevista exclusiva ao Petronotícias.

Como é o cronograma de Libra para 2017 e 2018?

De acordo com o contrato de partilha de Libra, a Fase de Exploração terá duração até 02/12/2017, quando o contrato estará completando quatro anos de vigência, sendo esta a data limite para a Declaração de Comercialidade. No ano de 2017 está prevista a continuação da perfuração de poços para completar o Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) e uma aquisição sísmica na área sudeste do campo. Além disso, terão início as operações do FPSO Pioneiro de Libra que realizará o Teste de Longa Duração (TLD) com uma produção estimada em 30 mil barris de petróleo por dia. Os estudos para o desenvolvimento da área Noroeste do campo estão também em andamento.

No ano de 2018, com a Declaração de Comercialidade da área noroeste de Libra, já na fase de desenvolvimento de produção, terá continuidade o Sistema de Produção Antecipada (SPA) com o FPSO Pioneiro. A perfuração dos poços de desenvolvimento para o Projeto Piloto, denominado Libra 1, será também iniciada, com previsão para entrar em produção em 2020, com uma capacidade de 180 mil barris de petróleo por dia óleo e de 12 milhões de m3/d de gás.

Qual é o planejamento da PPSA neste período e quais as metas da empresa?

As principais metas para as três “atividades fins” da PPSA são:

• Gestão dos Contratos de Partilha: caberá à União cerca de 42% da produção do TLD, até a declaração de comercialidade. Uma vez declarada a comercialidade, terá início a recuperação de custos por parte dos sócios investidores, que corresponde, na fase inicial, a 50% da produção bruta. Após descontado 15% de contribuição para os royalties, resta 35% como Excedente em Óleo, do qual a PPSA terá cerca de 42%.

• Representar a União nos procedimentos de individualização da produção: está previsto para 2017 a conclusão e homologação pela ANP de cinco Acordos de Individualização da Produção (AIPs), bem como a assinatura dos acordos complementares, que permitam a operacionalização dos AIPs.

• Comercialização do petróleo e gás natural: de acordo com o cronograma do Teste de Longa Duração que será realizado na área de Libra, está previsto para o final de 2017 o início da comercialização do petróleo de propriedade da União, além da possibilidade de comercialização da parcela da União na produção das áreas “unitizadas” (objetos de Acordos de Individualização da Produção). Entre os atos para a efetivação da comercialização está a contratação do agente comercializador, de acordo com a política de comercialização definida pelo CNPE. Todos os atos praticados pela PPSA para cumprimento de sua atribuição legal são reportados no site da empresa na internet.

A PPSA concorda com o pedido de waiver do conteúdo local feito pela Petrobras para o FPSO a ser utilizado na área de Libra? Por quê?

A figura do waiver é um dispositivo que pode ser utilizado quando ocorrer uma ou mais das condições previstas no contrato de partilha. Essas condições são:

1. Não existir fornecedor brasileiro para o bem adquirido ou o serviço contratado;
2. Todas as propostas recebidas de fornecedores brasileiros apresentarem prazo de entrega excessivos em relação a congêneres não brasileiros;
3. Todas as propostas recebidas de fornecedores brasileiros apresentarem preços de entrega excessivos em relação a congêneres não brasileiros; ou
4. Houver substituição de dada tecnologia para a qual não haja oferta com Conteúdo Local. Nesse caso a exoneração do cumprimento de Conteúdo Local aplica-se somente aos bens e serviços substituídos pela nova tecnologia.

A solicitação de waiver feita à ANP relativa ao FPSO de Libra se baseia na alínea “c”. No caso do FPSO para o primeiro módulo de Libra, o preço proposto na licitação para o afretamento foi cerca de 40% acima das referências do mercado. Além disso, o prazo médio para a construção integral de FPSOs no país tem sido bem superior à necessidade do projeto. Deve-se notar que cada ano de atraso na produção do campo de Libra custará R$ 6 bilhões em receita que deixará de ser recolhida pelo governo, com reflexo nas finanças dos Estados (royalties) e na destinação de recursos a educação e saúde (Fundo Soberano).

A indústria vinha esperando esse projeto como um dos fatores a reaquecer o setor. Como avalia a questão?

Uma política de conteúdo local orientada para a redistribuição setorial de renda do produtor de commodities para fornecedores nacionais é legítima e aceitável quando não impõe custos excessivos para o desenvolvimento dos projetos e, consequentemente, procure assegurar a evolução do suprimento local em bases competitivas internacionalmente.

Trabalhar para se construir uma parceria onde se reconheçam os limites e forças de cada um é o desafio a ser enfrentado.

Como avalia a flexibilização do conteúdo local?

Quem estabelece a política de conteúdo local é o CNPE que, conforme o art. 2º da Lei nº 9.478/1997, entre outras competências define a estratégia e a política de desenvolvimento econômico e tecnológico da indústria de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como da sua cadeia de suprimento.

Compete ao MME, conforme o art. 10 da Lei nº 12.351/2010, propor ao CNPE, entre os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção, o conteúdo local mínimo e outros critérios relacionados ao desenvolvimento da indústria nacional.

A PPSA sempre cumprirá o que for estipulado no Contrato de Partilha de Produção (CPP), nas resoluções do CNPE e na regulamentação vigente.

Quais são os próximos projetos do pré-sal com participação da PPSA a entrarem em produção e quais os prazos previstos?

Além do Teste de Longa Duração e do Projeto Piloto de Libra (Libra 1), este previsto para entrar em produção em 2020, ainda estão planejados para os anos seguintes outros três sistemas de produção para a área noroeste de Libra (NW). Eles são informalmente denominados Libra 2, Libra 3 e Libra 4 e, em princípio, deverão entrar em produção em intervalos de cerca de um ano entre si, a partir de Libra 1.

Haverá também várias áreas em fase de discussão de Acordo de Individualização da Produção, sendo que algumas já estão em fase de produção e outras ainda na fase exploratória. Uma vez concluídos esses acordos e devidamente homologados pela ANP, haverá uma participação da União na produção desses campos.

A cada nova licitação no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas haverá novos projetos a serem conduzidos sob a gestão da PPSA. Como se prevê a ocorrência da 2ª. e 3ª. Rodadas dos Contratos de Partilha ainda neste ano, a gestão dos contratos resultantes serão em breve novas atribuições da PPSA. Além disso, os chamados “Excedentes da Cessão Onerosa”, que deverão ser contratados dentro do regime de partilha da produção, também terão a participação da PPSA.

Qual foi o resultado financeiro da PPSA em 2016? Qual a estimativa para 2017?

Em 2016 a PPSA apurou um lucro líquido de R$ 5,7 milhões (não auditado). O planejamento para 2017 indica um crescimento da ordem de 15% comparativamente ao exercício de 2016.

Como o planejamento da PPSA tem sido afetado pela freada de investimentos da Petrobras?

Não houve redução de atividades previstas para o projeto Libra, nem tampouco houve redução de atividade na negociação de acordos de individualização da produção sob a responsabilidade da PPSA.

Como a empresa avalia a permissão para que empresas estrangeiras entrem no pré-sal como operadoras?

A PPSA será sempre a gestora dos contratos de partilha, independentemente de quem seja o operador ou consorciado.

Qual o preço mínimo do barril para manter Libra economicamente viável e quais os planos alternativos para o caso de o barril voltar a cair a patamares menores do que essa faixa?

Entendemos que seria mais adequado direcionar essa pergunta ao operador de Libra, já que a PPSA não realiza investimentos diretos nas atividades de partilha de produção, mas apenas reconhece os custos a serem recuperados como “Custo em Óleo”, pelos sócios investidores (contratados).

De qualquer forma, percebe-se que os custos de serviços e equipamentos do setor petróleo e gás estão caindo, fazendo com que o preço de equilíbrio do barril também caia gradativamente. O uso de novas tecnologias também pode contribuir decisivamente para melhorar a economicidade do projeto.