a política da anp para o desenvolvimento da indústria de petróleo nacional

8/17/2019 A política da ANP para o desenvolvimento da indústria de petróleo nacional

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po ca a para o esenvo v men o

do setor de petróleo e gás naturalEngenheiro Haroldo Lima

-

- - ,


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MARCOS ATUAIS

• eservas rova as e e r eo – 1998 - 7,4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) – 2006 - 12,3 bilhões de boe

• Reservas Provadas de Gás – - – 2006 - 350 bilhões de m3

– 1998 - 310 milhões de barris

– 2006 - 600 milhões de barris

• Produção de Gás – - 3

– 2006 - 17 bilhões de m3


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MARCOS ATUAIS

– 1997• Royalties - R$190 milhões• Participação Especial - não existia

– 2006• Ro alties - R 7 7 bilhões• Participação Especial - R$8,8 bilhões

– Se, em 2006, incluirmos as demais participações governamentais, estas

.

• Abastecimento, Fiscalização e Qualidade de Produtos – Rede de distribuidoras, postos de revenda e outros agentes que garantem o

abastecimento e são fiscalizados, principalmente sob a ótica da qualidadedo produto já são mais de 110 mil ( 34.300 postos de combustível, 70.000revendedores de GLP, 21 distribuidoras de GLP, 264 distribuidoras decombustíveis)


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MARCOS ATUAIS•

– 1997 - 2,75%

– 2006 - 10,5%• A Petrobras

– Lucro Líquido Consolidado - em 1997, R$1,5 bilhão e em 2006, R$26 bilhões,crescimento de 1.733%

– - , , , , ,crescimento de 188%

– Valor de Mercado - em 1997, R$28,3 bilhões e em 2006, R$218,5 bilhões,valorização de 672%

– Posição no Mercado Mundial -14ª empresa do ramo (PIW, 2005) – Poços Produtores - 12.895 (dos quais 12.170 no mar e 725 em terra)

– Produção Média Diária - 1,9 milhão de barris – 16 refinarias – 31.089 km de dutos – 155 navios (51 de propriedade da Petrobras) – os os e even a e om us ve - aprox ma amen e . no ras


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O MODELO ATUAL - ASPECTOS CENTRAIS

•• O mercado é aberto com presença estatal

• Setor regulado por uma agência especial“ ”, ...

(art. 23, Lei 9478/97)• O contrato de concessão

– – o problema da prorrogação do prazo

• Todo o ônus da exploração e desenvolvimento é do concessionário•

– Contratos de concessão, de partilha da produção e de serviços

– Diferença - propriedade do óleo extraído – -• Problema fundamental é definir que parcela do valor da produção, descontados os custos,

fica com o governo (government take ) e com a concessionária ( contractor take )• - , . ,

• Com a introdução das PEs passa-se a ter “modernos contratos de concessão”


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CONTROV RSIAS SOBRE O MODELO• - “ ”

“para entregar nossas reservas às multinacionais”

– Quanto ao “enfraquecimento” e “liquidação” da Petrobras - houve o maior fortalecimento relativo da em resa em toda sua história

– Quanto à “entrega de nossas reservas”

• Seis empresas - de 0,01% a 0,1% das “áreas sob concessão de blocosexploratórios” (cada uma)• - , ,• Cinco empresas - de 0,5% a 1,0%• Quatro empresas - de 1,0% a 1,5%

- ,• O problema surgido na 7ª Rodada - Oil M&S: 39,73%Medida preventiva

incluída na 8a Rodada

Medida preventiva incluída na 8a rodada


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RESULTADO DA 7a RODADA

Operador (atual i zado em 24 de maio de 2007)

Cisco Oil and Gas1,03%Devon

Repsol YPF1,24%

Oi l M&S39,73%

Or teng1,03%

1,42%

Eni Oi l0,94%

Maer sk

0,67%Petr obr as48,47%

Shell0,93%Statoi l

0,86%

Vit ór i a Ambiental0,01%

Kerr -McGee Auri zoni a

0,49%

Queir oz Galvão0,17%

El Paso

Par tex0,05%

Nor d0,03%

Petr ogal0,33%

,Newf i eld

0,29%

Quantr a0,26%

Petr osynergy

0,25%

BG0,24%

BrazAlta0,07%

Koch0,09% Potióleo0,09%

Sil ver Marl in0,10%

Star f ish0,12% W.Washington0,14%

Amerada Hess0,25%

0,25%0,17%


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CONTROV RSIAS SOBRE O MODELO

2) Rodada Zero e as Cinco Primeiras Rodadas• Rodada Zero (06/08/98) - sem licitação, por indicação da Petrobras.

Foram assinados 397 contratos de concessão: 95 em áreasexploratórias e 282 em campos de produção ou em desenvolvimento

• Rodadas de 1 a 5 (desde 1999, uma por ano)• Dos 1.006 blocos ofertados, 189 foram arrematados e 817 não

• A Petrobras arrematou 77% dos 189 blocos; os 23% restantes ficaramcom empresas brasileiras, como Queiroz Galvão, Starfish,

, , ,estrangeiras, quase todas em sociedade com a Petrobras

• As reservas estão longe de serem desnacionalizadas


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CONTROV RSIAS SOBRE O MODELO3) A Rodada 6 (a crítica maior) – “entregar de mão beijada os blocos azuis”; “leiloar blocos onde a Petrobras já descobriu petróleo”

• Tipos de blocos na 6ª Rodada: 33% em bacias maduras, 60% em novasfronteiras e 7% de elevado potencial (azuis)

• Dos 913 blocos ofertados, 154 foram arrematados e 759 não receberam oferta• Petrobras sozinha, ou com sócios, arrematou 107 blocos, 71% do total, inclusive

94% dos localizados em mar, onde estavam os “azuis”

• Das grandes multinacionais só uma apareceu; arrematou 3 blocos, todos emsociedade com a Petrobras• A “entrega” era fantasia

• A “ Proposta” de Suspender os Leilões

– Conseqüência - suspender novas áreas de exploração no Brasil. O art. 23, Lei“ ”, – A área em E&P no Brasil é de cerca de 300.000 km2, o que representa 4,7% da área

potencialmente petrolífera – Conhecimento científico (geológico e geofísico) gira em torno de 7% – O que interessa ao país é aumentar os estudos geológicos e a exploração – Tempo de maturação da E & P, entre 5 a 7 anos da descoberta à produção


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PROJEÇ ES DA ATIVIDADE DE E&PDemand a x Oferta (Petr óleo )

AUTO-SUFICIÊNCIA DÉFICIT ASER

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

COBERTOPELAS

PRÓXIMASRODADAS

Consumo R1 - R7 Planos Avaliação & Desenvolvimento Produção

Fonte: ANPDemanda x Oferta (Gás Natural)

DÉFICIT A COBERTO

PELASPRÓXIMAS

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Consumo R1 - R7 Planos Avaliação & Desenvolvimento Produção


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PROBLEMAS DA POLÍTICA ENERGÉTICA ATUAL

• quec men o o a e o s u a – A urgência de providências, a pressão social e científica; o envolvimento da

ONU – necess a e e su s u ç o os com us ve s sse s: o carv o e osderivados de petróleo por combustíveis não poluentes;

– O problema dos não renováveis X renováveis

Região Renovável Não Renovável TotalMundial 13,3 86,7 100,0OCDE 6,0 94,0 100,0Brasil 44,7 55,3 100,0Fonte: MME, 2006

Obs.: biomassa sustentável e não sustentável

• A Necessidade de Alterar a Estrutura de Oferta de Energia no Mundo• O Esgotamento das Reservas de Petróleo (Problema não Iminente)


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• O Caso Brasileiro

Matriz Energética (em %)Fonte Mundial OCDE BrasilPetróleo 35,3 40,8 38,4

, , ,

Gás Natural 20,9 22,0 9,3Carvão 21,1 20,5 6,4Nuclear 6,4 10,7 1,2Hidráulica 2,1 2,0 15,0Outras 3,0 0,0 0,0

Total 100,0 100,0 100,0Fonte: MME, 2006


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• Exigências de uma política energética do momento (de acordo com asnecessidades e as possibilidades) – Aumentar a Fonte Nuclear

• Completar a Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto - Angra III• Angra I - 625 MW• - .• Angra III - 1.300 MW

– Aumentar o Gás Natural• O Plangás

– Sustentar e Aumentar a Hidráulica

– Sustentar e Aumentar a Biomassa: o lcool e o Biodiesel


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O PAC E A ENERGIA

• O longo desenvolvimento contido do país desde a década de 80

– a perda no BRIC – a perda nos “emergentes” – “gargalos” estruturais: energia, transportes, educação…

• – “destravar o desenvolvimento”

• A retomada da idéia de um Plano estatal de desenvolvimento; – , -

• Concepção básica: Estado planeja, investe, regula e induz;

• PAC: Projeção global R$503,5 bi em 4 anos;ano• Em energia elétrica, exploração e produção de petróleo, gás e outros

combustíveis R$274,8 bi: 54,6% do total;• em nen emen e energ co


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O PLANG S E A PRODUÇ O INTERNA

Investimento em E & P Bilhões de R$

GN não associado 8

GN associado 14

5 plataformas

633 km de escoamento


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O PLANG S

Investimento estimado:R$ 25 bilhões

105

Aumento da produção(em milhões de m3) 65

B. Santos + 14,641

B. Santos + 1,5B Campos + 6 3

,

B.Campos + 5,7

B Esp Sa + 18 9

Mais que 3 vezes aoferta atual

B.Campos + 6,3B.Esp.Sa. + 16,4

B.Esp.Sa. + 18,9 de 41 p/125 M m 3)

Importa ç ãoGNL MMm3/d R$ bilhõesNE 6 1

SE 14 1,9TOTAL 20 2,9


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ANÁLISE DOS CAMPOS EM TERRADE INTERESSE MARGINAL

Distribuição dos Campos sobConcessão da Petrobras por Tipo

31,3%

68,7%

Em Terra - 217 camposEm Mar - 99 campos

Distribuição do Volume de ReservasProvadas Totais por Tipo de Campo

0,6%

Distribuição do Volume de ReservasProvadas em Terra por Tipo de Campo

6,4%

99,4%93,6%

- -Campos em Mar e Demais Campos em Terra- 159 campos

Campos em Terra com Alto Grau de Explotação – 60 campos

Fonte: ANP


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O REAPROVEITAMENTO DE CAMPOS MARGINAIS

.

Projetos Marginais são aqueles que não acrescentam valores significativos.

Cerca de 60% dos campos brasileiros são marginais.

Metas:• Reativação da produção pelo reaproveitamento dos poços já

• Utilização de bens e serviços com praticamente 100% de

conteúdo nacional;• Geração local de postos de trabalho;• Disseminação das práticas de produção em áreas terrestres.• Introdução de mecanismos regulatórios específicos para o

pequeno operador de campo petrolífero (inclusive um novoContrato de Concessão).


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POÇO DE QUIAMBINA


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CAMPO-ESCOLA NA BAHIACONVÊNIO ANP / UFBA

• Campo de Quiambina:

• Produção Acumulada (Jan/2004 a Fev/2006): 10.497 bbl

• Receita bruta: R$ 1.140.990,90

• Investimentos: R$ 258.502,14• Custos Oper.: R$ 358.171,00• Ro alties 9 4% : R 106.112 15

• Receita Líquida: R$ 418.205,77


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LEMBRETE DE DESPEDIDA

a e a pe ra term nou, n o por a ta e pe ra,

mas porque mudou a tecnologia”

Min. do Petróleo da Arábia Saudita


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Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

www.anp.gov.br º º. , –

Rio de Janeiro/Brasil

(55 21) 2112-8100

a política da anp para o desenvolvimento da indústria de petróleo nacional

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