a importÂncia da camada prÉ-sal no planejamento energÉtico nacional são paulo, 23 de junho de...

A IMPORTÂNCIA DA CAMADA PRÉ-SALNO PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NACIONAL

São Paulo, 23 de Junho de 2010.

Mauricio T. TolmasquimPresidente

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

SEMINÁRIO “PRÉ-SAL E A NOVA LEI DO PETRÓLEO - DESAFIOS E POSSIBILIDADES”

O PETRÓLEO NO MUNDOO PETRÓLEO NO MUNDO

53,5%

12,7%

9,0%

8,9%

7,8%

2,2%

1,2%

1,1%

0,9%

0,9%

0,8%

0,4%

0,3%

0,1%

0,0%

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850

Oriente Médio

Canadá

CEI (ex-URSS)

África

Outros América Latina

EUA

Outros Ásia

China

Brasil

Europa Ocidental

México

Índia

Oceania

Outros Eurasia

Leste Europeu

bilhões de barris

RESERVAS PROVADAS DE PETRÓLEO NO MUNDO EM 2008(1.409 BILHÕES DE BARRIS)

Fonte: EPE [A partir de BP (2009)]

Concentração em áreas sensíveis à geopolítica!

DISTRIBUIÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS DE PETRÓLEO NO MUNDO EM 2008

Reservas Provadas Mundiais de Petróleo (2008)1.409 bilhões de barris

OPEP952 bilhões de barris

(68%)

Não-OPEP457 bilhões de barris

(28%)

Irã14%Arábia Saudita

28%

Kuwait11%

Iraque12%

Líbia5%

Nigéria4%

Catar, Argélia, Angola e Equador

6%

Emirados Árabes Unidos

10%

Venezuela10%

Canadá38%

EUA7%

Brasil3%

México3%

Rússia17%

China3%

Outros18%

Cazaquistão9%

Noruega2%


PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO MUNDO EM 2008(81.820 MIL BARRIS DE PETRÓLEO DIA)

0,1%

0,5%

0,7%

0,9%

2,3%

3,4%

3,9%

4,0%

4,6%

5,4%

5,8%

8,2%

12,6%

15,5%

32,0%

0 2.500 5.000 7.500 10.000 12.500 15.000 17.500 20.000 22.500 25.000 27.500 30.000

Oriente Médio

CEI (ex-URSS)

África

EUA

Outros América Latina

Europa Ocidental

China

Canadá

México

Outros Ásia

Brasil

Índia

Oceania

Outros Eurasia

Leste Europeu

bilhões de barris

Concentração no Oriente Médio, ex-URSS e África

(60% do total)


Exportação

Importação

2,0013,80

5,7522,92

12,87 1,97

0,98 2,50

0,54 1,61

1,47 3,62

20,13

1,50 8,20

0,42

8,18

FLUXO DE COMÉRCIO INTERNACIONAL DE PETRÓLEO(MILHÕES BARRIS DE PETRÓLEO DIA)

0,00

América do Sul e Central

México

EUA

Canadá

África

Europa

Ex-URSS

Oriente Médio

Outros Ásia e Oceania


1%

85%

14%

1970

Companhias Nacionais - NOCs (sem participação de IOCs) Companhias Nacionais - NOCs (com participação de IOCs)

Companhias Internacionais (IOCs) Reservas Soviéticas

Empresas Russas Fonte: EPE [A partir do PFC Energy (2006n e 2007)]

CONTROLE DAS RESERVAS MUNDIAIS DE PETRÓLEO

1%

85%

14%

59%

6%

12%

23%

1970 1980



Empresas Russas

1%

85%

14%

59%

6%

12%

23%

64%

11%

8%

17%

1970 1980 1998



Empresas Russas

1%

85%

14%

59%

6%

12%

23%

64%

11%

8%

17%

65%

12%

7%

16%

1970 1980 1998 2005



Empresas Russas

1%

85%

14%

59%

6%

12%

23%

64%

11%

8%

17%

65%

12%

7%

16%

77%

11%

6%6%

1970 1980 1998 2005 2006

SISTEMAS REGULATÓRIOS DESISTEMAS REGULATÓRIOS DE EXPLORAÇÃO E PROSPECÇÃO (E&P)EXPLORAÇÃO E PROSPECÇÃO (E&P)

Regimes Fiscais do Petróleo

Exercício Exclusivo por Empresa Estatal

Sistemas Contratuais

Sistemas de Concessão

Concessão Pura

Partilha de Produção

Contrato de Serviço

Serviço Puro

Serviço com Risco

Contrato de Associação

Concessão com Parceria Estatal

SISTEMAS REGULATÓRIOS DE EXPLORAÇÃO E PROSPECÇÃO (E&P)

Fonte: EPE [Adaptado a partir de Johnston (1994)]

Exclusivo Estatal

Serviços

Estatal / Serviços

Concessão Pura

Concessão c/ Parceria Estatal

Apenas Partilha

Misto (partilha e outras formas)

SISTEMAS REGULATÓRIOS DE EXPLORAÇÃO E PROSPECÇÃO (E&P) UTILIZADOS NO MUNDO

Fonte: EPE

SISTEMAS REGULATÓRIOS DE EXPLORAÇÃO E PROSPECÇÃO (E&P) UTILIZADOS PELOS MAIORES PLAYERS MUNDIAIS

Fonte: EPE

Exclusivo Estatal

Serviços

Estatal / Serviços

Concessão Pura

Concessão c/ Parceria Estatal

Apenas Partilha

Misto (partilha e outras formas)

Exclusivo

Estatal

Estatal /

Serviços

Misto

(Partilha e outras

formas)

Apenas

Partilha

Concessão c/

Parceria

Estatal

Concessão

Pura

1 Arábia Saudita 264,1 18,7%

2 Canadá 179,3 12,7%

3 Irã 137,6 9,8%

4 Iraque 115,0 8,2%

5 Kuwait 101,5 7,2%

6 Venezuela 99,4 7,1%

7 Emirados Árabes 97,8 6,9%

8 Rússia 79,0 5,6%

9 Líbia 43,7 3,1%

10 Cazaquistão 39,8 2,8%

11 Nigéria 36,2 2,6%

12 Estados Unidos 30,5 2,2%

13 Catar 27,3 1,9%

14 China 15,5 1,1%

15 Angola 13,5 1,0%

16 Brasil 12,6 0,9%

17 Argélia 12,2 0,9%

18 México 11,9 0,8%

19 Noruega 7,5 0,5%

20 Azerbajão 7,0 0,5%

Total 1.331,0 94,5% 19,5% 17,0% 26,1% 7,4% 8,7% 15,8%

Total Mundo 1.409,0 100,0%

PaísReservas

(bilhões barris)% Total

Sistemas Regulatórios

Exclusivo

Estatal

Estatal /

Serviços

Misto

(Partilha e outras

formas)

Apenas

Partilha

Concessão c/

Parceria

Estatal

Concessão

Pura

1 Arábia Saudita 264,1 18,7%

2 Canadá 179,3 12,7%

3 Irã 137,6 9,8%

4 Iraque 115,0 8,2%

5 Kuwait 101,5 7,2%

6 Venezuela 99,4 7,1%

7 Emirados Árabes 97,8 6,9%

8 Rússia 79,0 5,6%

9 Líbia 43,7 3,1%

10 Cazaquistão 39,8 2,8%

11 Nigéria 36,2 2,6%

12 Estados Unidos 30,5 2,2%

13 Catar 27,3 1,9%

14 China 15,5 1,1%

15 Angola 13,5 1,0%

16 Brasil 12,6 0,9%

17 Argélia 12,2 0,9%

18 México 11,9 0,8%

19 Noruega 7,5 0,5%

20 Azerbajão 7,0 0,5%

Total 1.331,0 94,5% 19,5% 17,0% 26,1% 7,4% 8,7% 15,8%

Total Mundo 1.409,0 100,0%

PaísReservas

(bilhões barris)% Total

Sistemas Regulatórios

Fonte: EPE [A partir de legislação dos países, BP (2009), Schlumberger (2009), Taverne (2008), Johnston (1994)]

RESERVAS PROVADAS E SISTEMAS REGULATÓRIOS DE E&P UTILIZADOS PELOS MAIORES PLAYERS MUNDIAIS

MOTIVAÇÕES PARA A MUDANÇA DOMOTIVAÇÕES PARA A MUDANÇA DOMARCO REGULATÓRIO NO BRASILMARCO REGULATÓRIO NO BRASIL

Potencial Geológico

Parc

ela

do G

over

no

Baixo Alto

Regime Fiscal Ótimo

baixo interesse por parte das empresas

petrolíferas

alto interesse por parte das empresas

petrolíferas e potencial para a imposição de um

maior GT

PRÉ-SAL ALTERA A RELAÇÃO RISCO-RECOMPENSA

CONTEXTO EM QUE FOI APROVADA A LEI NO 9478/1997VS. QUADRO GERAL EM 2009

1997 2009

CONTEXTO

Redução do papel do Estado Revisão do papel do Estado

Preço do petróleo

US$ 19 /barrilPreço do petróleo oscilando em

torno de US$ 65 /barril

BRASIL

Alto endividamento externo Baixo endividamento externo

Importador de petróleoDescoberta de uma das maiores províncias petrolíferas do mundo

Carente de InvestimentoPerspectiva de aumento da capacidade de exportação

Dificuldade de captação externa Parque industrial diversificado

Aumento da apropriação da renda petrolífera pelo governo

Melhor gerenciamento de recursos de hidrocarbonetos

evitar a “maldição do petróleo”

adequar ao desenvolvimento da indústria de equipamentos, logística, engenharia, novos materiais etc.

evitar a depleção precoce das jazidas em favor das gerações futuras

Ampliação da inserção geopolítica do Brasil nas relações internacionais

RAZÕES PARA AMPLIAÇÃO DO PAPEL DO ESTADO NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO BRASILEIRA

REGIME REGULATÓRIO PARAA ÁREA DO PRÉ-SAL

Excedente em óleo p/ União

Excedente em óleo p/ empresas

Custo em óleo

Royalties

PRODUÇÃO A empresa contratada empreenderá por sua conta

e risco todas as atividades exploratórias

Em caso de sucesso, a empresa contratada será reembolsada em óleo pelos investimentos exploratórios e de desenvolvimento da produção e custos operacionais de produção (“custo em óleo”)

O “excedente em óleo” será repartido conforme estabelecido em contrato

CARACTERÍSTICAS DO CONTRATO DE PARTILHA PROPOSTO

Abrangência: Área do pré-sal e áreas estratégicas (exclui blocos em concessão)

União não realiza investimentos, a não ser em casos que julgar

conveniente

União é representada por uma empresa pública na gestão dos

contratos de partilha

CARACTERÍSTICAS GERAIS DO MODELO PROPOSTO

O CNPE proporá:

o ritmo de contratação dos blocos

os blocos que serão objeto de licitação e os blocos que serão contratados

diretamente com a Petrobras

os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos

a delimitação de áreas estratégicas e ampliação da área do Pré-sal conforme a

evolução do conhecimento geológico

a política de comercialização do petróleo e gás natural destinados à União pela

partilha de produção

ATRIBUIÇÕES DO CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA - CNPE

OperadorEmpresa responsável pela execução das atividades de exploração e produção nos blocos contratados

Importância da operaçãoConhecimento geológico do Pré-sal, desenvolvimento tecnológico, aquisição de bens e serviços no país e sinergia operacional

Petrobras como operadora exclusivaÉ prática mundial garantir um papel de destaque para as empresas estatais nos sistemas de partilha de produção

PETROBRAS COMO OPERADORA DE TODOS OS BLOCOS EM CONTRATOS DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

detém o maior conhecimento sobre as formações geológicas

brasileiras e notadamente sobre o Pré-sal

detém a melhor tecnologia de perfuração e produção em águas

profundas

é ator fundamental para o desenvolvimento e a disseminação de

novas capacitações tecnológicas no país

a distância média da costa de 300 km requer a gestão integrada

das operações e da logística de apoio (maior flexibilidade e ganho

de escala)

PETROBRAS COMO OPERADORA DE TODOS OS BLOCOS EM CONTRATOS DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

A Petrobras será operadora com participação não inferior a 30%, para:

remunerar os riscos operacionais sob responsabilidade do operador

remunerar a gestão da operação (não coberto integralmente pelo “custo em óleo”)

remunerar o custo de oportunidade das sondas e equipamentos alocados pelo operador

repartir os riscos e os investimentos com os outros sócios, garantindo a gestão operacional eficiente do empreendimento (evitar “risco moral”)

PREMISSAS NO PROCESSO DE LICITAÇÃO

Exigência de qualificação técnica dos concorrentes

Preferência por sócios que participam da indústria do petróleo traz benefícios para a gestão dos empreendimentos

Percentual mínimo do “excedente em óleo” destinado a União Garantia de participação mínima para a União na renda do empreendimento

Critério de Escolha

Vence quem ofertar maior percentual de “excedente em óleo” para a União


Excedente em óleo p/ União

Excedente em óleo p/ empresas

Custo em óleo

Royalties

70 % Empresas licitantes

30 % Petrobras

70 % Empresas licitantes

30 % Petrobras

60%

40%

RESULTADO DO LEILÃO

28 % do exced. óleo

12 % do exced. óleo

100% União 60 % do exced. óleo

DISTRIBUIÇÃO FINAL DO EXCEDENTE EM ÓLEO

PRODUÇÃO

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

A Petrobras poderá participar da licitação de modo a ampliar sua

participação mínima

O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a Nova

Empresa Pública e com a Petrobras

A participação da Petrobras no consórcio implicará sua adesão às

regras do edital e à proposta vencedora


Para cada contrato de partilha de produção será estabelecido um Comitê

Operacional, que será o fórum de decisões em relação:

aos planos e operações a serem realizadas no bloco

aos orçamentos e custos realizados que implicarão montantes

correspondentes ao “custo em óleo” pago pela União às empresas contratadas

Os comitês operacionais serão constituídos por representantes da Nova Empresa

Pública e por representantes das empresas contratadas

A Nova Empresa Pública:

representa os interesses da União no comitê operacional

indica o presidente e a metade dos integrantes do comitê operacional

tem poder de veto e voto de qualidade sobre questões definidas no contrato de

partilha

GESTÃO DO CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

Tipo 4: campo isolado em área não concedida / contratada

Tipo 1: campo contido em apenas um bloco

Tipo 2: campo contido em mais de um bloco

Tipo 3: campo contido em blocos e áreas não concedidas

Quando a jazida se estende além do bloco contratado em partilha ou concedido, deverá ocorrer a individualização da produção, que consiste na divisão da produção entre os detentores de direitos de cada bloco

INDIVIDUALIZAÇÃO DA PRODUÇÃO

A Nova Empresa Pública (NEP) representará a União no acordo de individualização quando a jazida se estender por áreas não concedidas ou não partilhadas

A ANP:

acompanhará a negociação do acordo e fornecerá à Nova Empresa Pública as informações necessárias para o acordo

poderá contratar diretamente a PETROBRAS para realizar as atividades de avaliação da jazida

determinará o prazo para que os interessados celebrem o acordo de individualização da produção, observadas as diretrizes do CNPE

deverá se manifestar em até sessenta dias, contados do recebimento da proposta de acordo

Transcorrido o prazo estabelecido, não havendo acordo entre as partes, caberá à ANP arbitrar em até 180 dias

INDIVIDUALIZAÇÃO DA PRODUÇÃO

Gestão dos Contratos de Partilha de Produção, visando aumentar o “excedente em óleo” da União

O corpo técnico deverá ser qualificado, com experiência comprovada na indústria petrolífera

É vedada a operação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural

Contratação e Gestão dos Contratos para Comercialização do Petróleo e do Gás Natural, visando obter melhores resultados comerciais em consonância com as diretrizes governamentais relativas a acordos comerciais

NOVA EMPRESA PÚBLICA (NEP)OBJETO

Capitalização inicial

Rendas provenientes da gestão dos contratos de partilha de

produção

Percentual dos bônus

NOVA EMPRESA PÚBLICA (NEP)FONTES DE RECURSOS

NOVO FUNDO SETORIAL

O pré-sal proporcionará renda para o Estado Brasileiro que será direcionada para o Novo Fundo Social

O NFS tem por objetivo criar uma fonte regular de recursos para projetos e programas nas áreas de educação, combate à pobreza, ciência e tecnologia, consideradas prioritárias pelo Governo

O NFS também poderá colaborar com a preservação do equilíbrio cambial (evitar a “doença holandesa”) pela gestão adequada dos recursos financeiros

NOVO FUNDO SETORIAL (NFS)

UNIÃOUNIÃO

(Parcela que cabe à União no Contrato de Partilha)

Investimentos no Brasil

Investimentos no Brasil

Investimentos no Exterior

Investimentos no Exterior

NFSNFS

Comercialização de Petróleo e Gás

Comercialização de Petróleo e Gás

Combate à Pobreza,

Educação,

Ciência e Tecnologia

Combate à Pobreza,

Educação,

Ciência e Tecnologia

Resgate do NFS pela União

Retorno

Aplicação

Aplicação

Retorno

Bônus das contrataçõesBônus das

contrataçõesRoyalties (parcela)Royalties (parcela)

FLUXO DE RECUROS ENTRE A UNIÃO E O NOVO FUNDO SETORIAL

Conselho de Gestão Financeira

Define a política de investimentos do Fundo

Conselho Deliberativo

Propõe a destinação dos recursos resgatados nas áreas de combate à pobreza, educação, ciência e tecnologia

GESTÃO DO NOVO FUNDO SETORIAL

Aplicação financeira operada por instituição financeira federal

Aquisição direta de ativos, no Brasil ou no Exterior, pelo Ministério da Fazenda

Investimento de recursos através de fundo de investimentos específico, com a União como cotista única, a ser constituído e operado por instituição financeira federal

MODALIDADES DE INVESTIMENTOS PARA VALORIZAÇÃO DO NOVO FUNDO SETORIAL

INVESTIMENTOS NO BRASIL

Poderão ser destinados a projetos de infra-estrutura (ex: transporte e geração de energia)

INVESTIMENTOS NO EXTERIOR

Têm por objetivo diversificar os riscos e evitar flutuações excessivas de preços e renda

POLÍTICA DE INVESTIMENTO

A União realizará resgates regulares do NFS (receita primária)

O critério de transferências deverá assegurar a sustentação financeira do NFS

O resgate realizado pela União será destinado ao combate à pobreza, educação, ciência e tecnologia

A proposta de alocação dos recursos por programas será submetida à aprovação do Congresso Nacional via PLOA

RESGATE DE RECURSOS

OFERTA DE COMBUSTÍVEISOFERTA DE COMBUSTÍVEISPDE 2019

PREVISÃO DA PRODUÇÃO ANUAL DE PETRÓLEO

0

1

2

3

4

5

6

2010 2012 2014 2016 2018

ANO

MIL

HÕ

ES

DE

BA

RR

IS/D

IA

RND

CONTINGENTE

RESERVAS

O crescimento da produção de petróleo previsto para o período 2009 / 2019 é de aproximadamente 155 %

(de 2,0 MM bpd para 5,1 MM bpd)

Fonte: EPE (PDE 2019)

5,1

2,2

PREVISÃO DA PRODUÇÃO POTENCIAL BRUTA NACIONAL DE PETRÓLEO, DESTACANDO A CONSTRIBUIÇÃO DE RECURSOS DO PRÉ-SAL

MIL

HÕ

ES D

E B

AR

RIS

/DIA


2,26

2,20

5,11

2,47

PRÉ-SAL

EXTRA PRÉ-SAL

2,64

PREVISÃO DA PRODUÇÃO POTENCIAL BRUTA NACIONAL DE GÁS NATURAL, DESTACANDO A CONSTRIBUIÇÃO DE RECURSOS DO PRÉ-SAL

MIL

HÕ

ES D

E M

3 /DIA

78,44

PRÉ-SAL

EXTRA PRÉ-SAL

80,07

230,83

135,40

95,43


PREVISÃO DA OFERTA POTENCIAL ANUAL DE GÁS NATURAL

-

40,0

80,0

120,0

160,0

200,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Milh

õe

s d

e m

³/d

ia

Anos

Descobertos Contingentes Recursos Não-DescobertosImportação Gasoduto Importação GNL

O crescimento da oferta de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aproximadamente 67%

(de 100 MMm³/d para 167 MMm³/d)

O crescimento da oferta nacional de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aprox. 137%


Malha Integrada (exclui Região Norte)

21 MMm³/d

30 MMm³/d

46 MMm³/d

25 MMm³/d

45 MMm³/d 49 MMm³/d


167

100

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

mil

m3 /

dia

AnosTérmicas Bicombustível Térmicas GásDemanda termelétrica média Demanda Não-TermelétricaOferta Total

PREVISÃO DO BALANÇO DE GÁS NATURAL

Malha Integrada (exclui Região Norte)

55 MMm³/d

100 MMm³/d

12 MMm³/d

O crescimento da demanda média de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aprox. 96%


50 MMm³/d

7 MMm³/d


EVOLUÇÃO DO PARQUE DE REFINO

CAPACIDADE NOMINAL DE REFINO EM 2019 (mil bpd)

PARQUE DE REFINO ATUAL 1.980

AMPLIAÇÕES (REPLAN – 2010) 38

RPCC (2011) 30

RNEST (2012) 230

COMPERJ (2013) 150

PREMIUM I (2014/2016) 600

PREMIUM II (2014/2016) 300

TOTAL 3.328

AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES 2010 - 2019 AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES 2010 - 2019

(DESTILAÇÃO, CONVERSÃO E TRATAMENTO)(DESTILAÇÃO, CONVERSÃO E TRATAMENTO)

COMPERJ (RJ) COMPERJ (RJ) 20132013

RPCC (RN) 2011RPCC (RN) 2011

RNEST (PE) RNEST (PE) 20122012

PREMIUM I (MA)PREMIUM I (MA)

2014/20162014/2016 PREMIUM II (CE)PREMIUM II (CE)

2014/20162014/2016


BALANÇO DE DERIVADOS – GASOLINA

200

250

300

350

400

450

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

mil

bp

d

PRODUÇÃO

DEMANDA

GASOLINA 2009 2019 D D (%)Produção (mil bpd) 355 385 30 8%Demanda (mil bpd) 325 260 (65) -20%Saldo (mil bpd) 30 125


BALANÇO DE DERIVADOS – DIESEL

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

1.500

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

mil

bp

d

PRODUÇÃO

DEMANDA

DIESEL 2009 2019 D D (%)Produção (mil bpd) 730 1.410 680 93%Demanda (mil bpd) 785 1.375 590 75%Saldo (mil bpd) (55) 35


EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE DERIVADOS

(300)

(200)

(100)

0

100

200

300

400

500

600

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

mil

bp

d

480

230


0

1

2

3

4

5

6

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

mil

hõ

es b

pd

DEMANDA

PRODUÇÃO

EXCEDENTE DE PETRÓLEO

2,2


BALANÇO DE PETRÓLEO NACIONALRUMO A AUTOSSUFICIÊNCIA E EXPORTAÇÃO

Fonte: Baseado nos dados da Petrobras

Crise Mundial do Petróleo

1a fase da produção na Bacia de Campos (1980)

Descoberta de Albacora (1984) e Marlim (1985)

Começo da produção em Tupi (Bacia de Santos, Pré-Sal)

Começo da produção em Roncador (1999)

Começo da produção em Jubarte (2007)1a fase do Pré-Sal

SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS


Ministério de Minas e EnergiaMinistério de Minas e Energia

a importÂncia da camada prÉ-sal no planejamento energÉtico nacional são paulo, 23 de junho de...

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