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Marco Regulatório de Exploração e ProduçãoPré-sal e áreas estratégicas
José Sergio Gabrielli de AzevedoPresidente 29/09/2009
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ACESSO À RESERVA E À TECNOLOGIA
X
O conflito de interesses petrolíferos :
Países com muitas reservas, pouca tecnologia, reduzi da baseindustrial, conflitos regionais e instabilidade insti tucional
Situação Privilegiada
Países com grandes mercados consumidores com poucas r eservas,alta tecnologia, grande base industrial e estabilidad e institucional
BRASIL: País com grandes reservas, alta tecnologia e m petróleo,base industrial diversificada, grande mercado consumido r,
estabilidade institucional e jurídica
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A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
• Área total da Província: 149.000 km2• Área já concedidas: 41.772 km2 (28%)
• Área sem concess ão: 107.228 km2 (72%)• Área concedida c/ partc. Petrobras: 35.739 km2 (24%)
• A grande área em azul indica a ocorrência prevista para o Pré-sal, com potencial para apresença de petróleo
• No Campo de Jubarte (Parque das Baleias) está sendo realizada a antecipação daprodução e, na área de Tupi (Bacia de Santos), o teste de longa duração
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ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO -CRONOLOGIA
2007.....
2012t.....2009
TLD Jubarte
2010
Piloto Tupi
2017
Nível significativo de produção1MM bpd
• Delimitação das áreas
• Análise do fluxo nosreservatórios
• Testes deestimulação de poços
• Testemunhocompleto
• Análise de materiaisX CO2
TLD Jubarte (09/2008)TLD Tupi (05/2009)Piloto Tupi (12/2010)Poços de delimitação
Fase 0
Aquisição de conhecimento
Objetivo
Foco
FasesDesenvolvimento Definitvo
• Analisar o comportamento das injeções de água e CO 2
• Testar adaptações na UEP em função do CO 2
• Testar melhorias nos projetos dos poços
• Agregar soluções tecnológicas e de logísticas viáve is para otimizar odesempenho dos projetos
Implantação de “X”unidades deprodução.
• Alcance de produção significativa em 2017• Implantação de 2 pilotos antecipados e 8FPSOs replicantes.
Fase 1A Fase 1B
TLD Tupi
Fase 0 – Obtenção de informaçõesFase 1 – Desenvolvimento definitivo – dividido em 1 A e 1B (continuidade)
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VANTAGEM COMPETITIVA EMÁGUAS PROFUNDAS
Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação. Águasprofundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d’ água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas profundas em 2007
Petrobras opera 22% da produção global em águas profundas e possui o maiornumero de unidades de produção (FPS e navios).
22%
14%
14%14%
9%
8%
6%
13%
Petrobras Exxon Shell Statoil
BP Total Chevron Outros
2008 produção mundial em águasprofundas por operador
Operadores FPSNavios Contratados (Total de 252)
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Parceria com mais de 120universidades e centrosde pesquisa no Brasil e 70instituições no exterior.
CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICAPARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS
5%
1.9
0.2
1.0
0.9
US$ 4,0 bilhões
47%
23%
25%
E&P Abastecimento
G&E Corp. (Cenpes)
Investimentos em Tecnologia2009-2013
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Meioambiente
Energiasrenováveis
Gás natural
NovasFronteirasExploratorias
Modelagemdebacias
Óleos Pesados
Otimização &confiabilidade
Águasprofundas
Inovação emcombustíveis
Refino
MudançasClimáticas
Transporte
Recuperaçãoavançada
Pré-sal
Programas Tecnológicos
CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICAPARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS
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Profundidade daágua 2008 2009 2010 2011
0-999m
2012 2013 - 2018
1000-1999m
= 2000m
Total porano
11
18
5
34
2
5
7 9*
9 6
1
7 9 28**
+ 28 a serem
contratadas
Sondas disponíveisno mercado > 2400m
7 17 6
* 2 sondas serão liberadas em 2013**30 contratadas mais 28 a serem contratadas até 20 18,chegando a um total de 58 novas sondas de perfu ração
CONTRATAÇÃO DE SONDAS DEPERFURAÇÃO
30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018,TOTALIZANDO 58 SONDAS:
• 23 serão entregues entre 2009 e 2011
• 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional eentregues em 2012 – Atendendo as necessidades de curto prazo da Petrobrasenquanto a indústria nacional se prepara para respo nder as demandas adicionais.
• 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018
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COMPRA DE NOVOS EQUIPAMENTOS
Itens Un. TOTAL
Árvores de Natal Molhadas un 500
Cabeças de Poço un 500
Dutos Flexíveis km 4.000
Manifolds un 30
Tubos de Rev. e Produção t 42.000
Umbilicais km 2.200
Árvores de Natal Seca un 1.700
Cabeças de Poço Terrestres un 1.700
Itens Un. TOTAL
Bombas un 8.000
Compressores un 700
Guinchos un 450
Guindastes un 200
Motores de Combustão un 1.000
Turbinas un 350
Aço estrutural t 940.000
Itens Un. TOTAL
Reatores un 280
Separadores de água e óleo un 50
Tanques de Armazenamento un 1.800
Torres un 550
Itens Un. TOTAL
Geradores un 500
Filtros un 300
Queimadores (Flares) un 30
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O processo de agregação de valor ao petróleo e gás produzidos gera um efeitomultiplicador para toda a cadeia produtiva
CONTEÚDO NACIONAL
US$ Bilhões
Área de NegócioInvestimentoDoméstico2009-13
Colocação noMercado Nacional
2009-13
ConteúdoNacional
(%)
E&P 92,0 48,9 53%
Abastecimento 46,9 36,6 78%
Gás e Energia 10,6 7,4 70%
Distribuição 2,1 2,1 100%
Biocombustível 2,1 1,9 83%
Áreas Corporativas 3,5 2,8 80%
Total 157,3 100,1 64%
Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão colocados junto aomercado fornecedor local, levando a uma média anual de colocação de US$ 20 bilhões
A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões
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2012 2013 2014 2015 2016
Atualização 16mar2009
PROMINP - DEMANDA DERECURSOS HUMANOS
2009 2010 2011
Afretamento 19 Navios
Refinaria Premium II
28 Sondas
146 Barcos de Apoio
Promef II
Refinaria Premium I60.000
80.000
100.000
120.0002007 2008
Novas Plataformasde Produção
Projetos do Plano deNegócios 2008 – 2012
0
20.000
40.000
Pessoalqualificado
Plano de Negócios 2009-2013243.000
43.000
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CONTEÚDO NACIONAL: DIVERSIFICAÇÃO,DESENVOLVIMENTO E CUSTOS
• Política industrial para o desenvolvimento no país de uma cadeiaprodutiva capaz de suprir as necessidades de equipa mentos e serviçosde engenharia, evitando os efeitos negativos de um modelo extrativistaexportador de commodities
• Possibilita a entrada de novos fornecedores, aument a acompetitividade e fortalece a economia brasileira, com custoscompetitivos
• Abre a possibilidade de o Brasil se tornar um expor tador de tecnologia,serviços e equipamentos
• Ampliação da indústria nacional possibilita a criaç ão de um ciclovirtuoso, evitando-se a chamada “maldição do petról eo”
• O fortalecimento do mercado interno gera emprego e renda
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NOVO MARCOREGULATÓRIO
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NOVO MODELO REGULATÓRIO
Até 5 bilhões boe
Petrobras 100%
Petrobras Operadora
Terceiros por Licitação
OutrasÁreas
Mantém-se o Regime
de Concessões Atual
Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal
Pré-Sal e ÁreasEstratégicas
CessãoOnerosa
Partilha de Produção
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REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
ÓleoLucro
ÓleoCusto
Empresas
União
• Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, não inferior a 30%
• Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora(s) da licitação, que será administradopelo Comitê Operacional
• Petrobras poderá participar das licitações visando aumentar sua participação paraalém da mínima
• Vencedora da licitação será aEmpresa que oferecer o maiorpercentual do “óleo lucro” paraUnião
• Petrobras acompanha o percentualofertado pela licitante vencedora
• União não assume riscos dasatividades, exceto nos casos emque resolver investir diretamente
• Antes de contratar, a Uniãopoderá fazer avaliação depotencial das áreas e, para tanto,poderá contratar diretamente aPetrobras
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O PAPEL DO OPERADOR EPRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL
OPERADOR
Responsável pela condução das atividades de exploração e produção,providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento),pessoal e recursos materiais (contratação)
PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas sujeitas ao regime de partilha de produção
� Acesso à informação estratégica
� Controle sobre a produção e custos
� Acesso e desenvolvimento de tecnologia
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Necessidade de materialidade para o Operador
� Operador dedica os seus recursos críticos e essenciais(tecnologia, pessoal e recursos materiais) à execução dasatividades
� O Operador tem o custo histórico do desenvolvimento dacapacitação dos recursos humanos e o desenvolviment o detecnologias, além dos custos intangíveis de organiza ção e apoio
� É prática mundial na indústria do petróleo que o Ope rador tenhaparticipação materialmente significativa no consórci o (sendocomum que este seja majoritário)
� Baixo percentual para o operador ���� risco da transformação doOperador em mero prestador de serviços para os sócios
O PAPEL DO OPERADOR EPRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL
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� No Brasil, os contratos da ANP definem que o operador deveter pelo menos 30% de participação
� Prática atual da Petrobras: manutenção de ao menos 40 % departicipação nas áreas operadas em parceria
� Nas águas profundas do Golfo do México (EUA), 97% do soperadores têm participação acima de 30%
� Em 46 países da África, 85% dos operadores têm mais d e 30%
� A atuação em parcerias é comum na indústria: empresascompartilham gastos, visões técnicas e conhecimento ,tomando decisões e correndo riscos em conjunto
O PAPEL DO OPERADOR EPRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL
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Planejamentointegrado dasaquisições de bens eserviços
Atuação pró-ativa nacontratação junto aomercado nacional
Padronização dosrequisitos técnicosdos materiais eequipamentos
A PETROBRAS COMO OPERADORAÚNICA DO PRÉ-SAL
Alianças tecnológicascom centros depesquisa e fornecedoresnacionais
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A PETROBRAS COMO OPERADORAÚNICA DO PRÉ-SAL
Contratação etreinamento de pessoalqualificado a planejar eexecutar as atividades
Contratação eexecução de serviços
especializados
Contratação daconstrução dos bens
de capitalnecessários
Desenvolvimento dastecnologias
necessárias para acondução das
atividades
Garante-se que as decisões estratégicas serãotomadas por brasileiros, no Brasil
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CESSAO ONEROSA: ROTEIRO
Petrobras negocia com a União os termos do contrato da Cessão Onerosa,incluindo a valoração e os critérios para re avaliação
Petrobras e ANP indicam possíveis áreas para a Cessão Onerosa
Com base nos laudos de avaliação das áreas eleitas, a DE encaminha ao CAproposta dos termos da Cessão Onerosa, inclui ndo valores (range) e critériosde reavaliação para negociação com a União
Petrobras conclui negociação com a União e s ubmete ao CA para aprovaçãodos termos do contrato da Cessão Onerosa de direitos de E&P
União decide quais serão as áreas a serem o bjeto da Cessão Onerosa
PB e ANPindicam áreas
potenciais
1 2
União decidesobre áreas
3
Laudos
4PB e União
negociamtermos do
contrato
1
2
3
4
5
5CA aprova
contrato e PBassina com
União
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VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA
Reservatório de petróleo
Fatores considerados na avaliação
Volume de óleo
Curva deprodução Investimentos
Custo deprodução
Grau dodesenvolvimento
das reservas /Conhecimento
Ambiente fiscal(participações
governamentais)
Cenário depreço futuro
Taxa dedesconto
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RESERVAS SÃO ATIVOS COMUMENTETRANSACIONADOS ENTRE EMPRESAS
Fonte: compilado de John S. Herold, Inc.
Reserva Provada →→→→ reserva 1POperações com valor maior que US$ 10 milhões
Am. Norte 127 39.300 19,19 50 28.719 15,10
África 3 2.257 27,84 2 9.108 26,04
Ásia 6 3.383 7,14 1 28 24,12
Europa 9 1.547 22,85 11 1.241 8,70
Am. Latina 5 1.175 15,68 7 2.655 10,35
Oceania 13 14.258 22,00 2 307 4,53
FSU 3 4.848 1,99 2 2.624 0,88Total 167 67.889 11,50 76 45.488 9,55
US$/boe nº transaçõesValor
(US$ milhões)US$/boe
Localização2008 até agosto 2009
nº transaçõesValor
(US$ milhões)
A cessão onerosa será efetuada segundo um volume fixo de barris. Entretanto, trata-se dereservas não desenvolvidas, com todos os investimentos ainda a realizar
24 Fonte:Compilado de John S. Herold, Inc.
Reserva Provada + Reserva Provável →→→→ reserva 2POperações com valor maior que US$ 10 milhões
Am. Norte 70 18.956 14,85 39 7.379 17,63
África 8 4.068 7,72 3 10.408 10,49
Ásia 8 3.595 3,21 5 447 1,67
Europa 18 3.410 15,95 20 5.164 8,76
Am. Latina 7 3.945 10,64 5 2.255 8,25
Oceania 15 14.976 9,41 6 1.371 2,73
FSU 8 11.219 1,83 4 2.352 0,77Total 134 60.168 5,26 83 30.181 5,01
nº transaçõesValor
(US$ milhões)US$/boe
Localização2008 2009 - até agosto/09
nº transaçõesValor
(US$ milhões)US$/boe
TRANSAÇÕES MUNDIAIS DERESERVAS ENTRE EMPRESAS
As transações envolvendo reservas ainda não provadas têm menor valor emfunção da incerteza sobre os volumes de petróleo
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OBRIGADO