PAINEL 2: DESAFIOS REGULATÓRIOS E LEGAIS As contribuições e o papel da ANP

José Gutman Diretor

Fórum Onshore - Rio Oil & Gas Expo and Conference 2016 Rio de Janeiro, 26 de Outubro de 2016

29 bacias sedimentares (~ 6,4 milhões de km²)

Elevado Potencial Novas Fronteiras Exploratórias Maduras

329 blocos exploratórios Onshore:

209 blocos 33 Operadores

403 campos em desenvolvimento ou produção

Onshore: 286 campos 23 Operadores

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO (E&P)

P o l í g o n o P r é - s a l

B a c i a s I n t e r i o r e s

B a c i a s I n t e r i o r e s

1999 - 2008 2013 2014 2015

10 Rodadas (Anual)

Pré-sal – novo marco regulatório

2017

03 Rodadas anunciadas no PPI (Programa de Parcerias de Investimentos)

4ª ACUMULAÇÕES MARGINAIS 1º SEM 2017

14ª BLOCOS EXPLORATÓRIOS 2º SEM 2017 Áreas Onshore em estudo: Potiguar, Parnaíba, Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo e Paraná (Res. CNPE 06/2016)

Áreas Unitizáveis do Pré Sal

RODADAS DE LICITAÇÃO

Reservas Provadas (Dez, 2015)

Óleo – 13 bilhões de bbl

Onshore: 673 milhões bbl (5%)

Gás Natural – 429 bilhões m3

Onshore: 71 bilhões m3

(17%)

Produção (Agosto, 2016)

Óleo e LGN – 2,6 milhões bbl/dia

Onshore: 146 mil bbl/dia (6%)

Gás Natural – 109 milhões m3/dia

Onshore: 25 milhões m3/dia (23%)

RESERVAS

Gas Natural Óleo

Reservas Provadas (Bilhão boe)

Fonte: ANP

* Barris de óleo equivalente

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

BO

E*/d

ia

Petróleo Gás Natural

Média 2016 (Jan – Ago) Petróleo 153.148 bbl/d Gás Natural 23.457 Mm³/d

PRODUÇÃO ONSHORE

Nº Operador Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção Total

(boe/d) Nº de campos em produção

1 Petrobras 141.470 18.091 255.263 176 2 Parnaíba Gás Natural 42 6.731 42.383 3 3 SHB (Sonangol) 1.727 9 1.783 2 4 Gran Tierra 952 20 1.077 1 5 Petrosynergy 486 19 604 10 6 Partex Brasil 411 1 415 2 7 Nova Petróleo Rec 337 2 350 3 8 Petrogal Brasil 169 2 180 1 9 Recôncavo E&P 116 1 124 3 10 UTC EP 20 10 81 2 11 Santana 35 0,5 38 1 12 IPI 29 1 35 1 13 Alvopetro 32 0,4 34 2 14 Vipetro 19 0,04 19 1 15 Panergy 0 3 17 1 16 EPG Brasil 12 0,3 14 2 17 Egesa 5 0,01 5 1 18 Central Resources 4 0,004 4 1 19 Leros 2 0,003 2 1 20 Severo Villares 2 0,01 2 1 21 Guto & Cacal 1 0,005 1 1

Total 145.872 24.890 302.431 216

% BRASIL 6% 23% 9% 72%

PRODUÇÃO ONSHORE Ago/2016

17.706

15.843

8.834

1.077 1.051 731 403 303 294 180 108 64 61 60 59 42 41 38 38 35 0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Em b

arri

s d

e ó

leo

eq

uiv

ale

nte

po

r d

ia

(bo

e/d

) PRODUÇÃO ONSHORE

20 campos terrestres não-Petrobras (boe)

4ª RODADA DE LICITAÇÕES DE CAMPOS MARGINAIS

10 áreas:

Espírito Santo: Garça Branca, Rio Doce, Rio Mariricu

Recôncavo: Araçás Leste, Itaparica, Jacumirim e Vale do Quiricó

Potiguar: Iraúna, Noroeste do Morro Rosado e Urutau

Oportunidades para pequenas e médias empresas

Foca o desenvolvimento regional

Cronograma Indicativo (http://www.brazil-rounds.gov.br) Data

Publicação do pré-edital e da minuta do contrato de concessão 29/09/2016

Início do prazo para preenchimento do formulário de inscrição, entrega dos documentos de inscrição e pagamento da taxa de participação

30/09/2016

Disponibilização do pacote de dados técnicos¹ 30/09/2016

Prazo final para contribuições ao pré-edital e à minuta do contrato de concessão e término da consulta pública

14/11/2016

Audiência pública (cidade do Rio de Janeiro) 21/11/2016

Seminário técnico-ambiental 22/11/2016

Publicação do edital e do modelo do contrato de concessão 15/12/2016

Seminário jurídico-fiscal 15/12/2016

Fim do prazo para preenchimento do formulário de inscrição, entrega dos documentos de inscrição e pagamento da taxa de participação

30/12/2016

Data-limite para apresentação das garantias de oferta 22/02/2017

Sessão pública de apresentação das ofertas 24/03/2017

Prazo para entrega dos documentos de qualificação (licitante vencedora) 25/03 a 03/04/2017

Adjudicação do objeto e homologação da licitação Até 01/06/2017

Prazo para entrega dos seguintes documentos: (1) de assinatura dos contratos de concessão; e (2) de qualificação da afiliada indicada para assinar o contrato, se for o caso.

02/06 a 12/06/2017

Prazo para pagamento do bônus de assinatura e envio do comprovante 02/06 a 05/07/2017

Assinatura dos contratos de concessão Até 31/07/2017

4ª RODADA DE LICITAÇÕES DE CAMPOS MARGINAIS

4ª RODADA DE LICITAÇÕES DE CAMPOS MARGINAIS

II) PROGRAMA DE TRABALHO INICIAL (PTI)

Bacia

Área com

acumulação

marginal

PTI (Nº de atividades)¹

PTI (R$)

Espírito Santo

Garça Branca AT1 (1) 700.000,00

Rio Mariricu AT1 (3) 2.100.000,00

Rio Doce AT1 (1) 700.000,00

Recôncavo

Araçás Leste AT1 (1) ou AT6 (1) 700.000,00

Jacumirim AT1 (1) 700.000,00

Vale do Quiricó AT1 (1) 700.000,00

Itaparica AT1 (6) 4.200.000,00

Potiguar

Noroeste do Morro

Rosado AT1 (1) 700.000,00

Urutau AT1 (1) 700.000,00

Iraúna AT1 (1) ou AT6 (1) 700.000,00

1AT1 - Reentrada em poço visando à reabilitação da produção; AT6 – Intervenção

III) BÔNUS DE ASSINATURA MÍNIMO

Bacia Área com acumulação

marginal Bônus Mínimo (R$)

Espírito Santo

Garça Branca R$ 23.354,00

Rio Mariricu R$ 70.061,00

Rio Doce R$ 15.569,00

Recôncanvo

Araçás Leste R$ 31.138,00

Jacumirim R$ 23.354,00

Vale do Quiricó R$ 23.354,00

Itaparica R$ 70.061,00

Potiguar

Noroeste do Morro

Rosado R$ 70.061,00

Urutau R$ 70.061,00

Iraúna R$ 70.061,00

I)TAXA DE PARTICIPAÇÃO: variação de R$ 3.300,00 a R$ 6.600,00

ESTOCAGEM SUBTERRÂNEA DE GÁS NATURAL POTENCIAL GEOLÓGICO BRASILEIRO

Imagem

Image

Lei do Gás (Lei 11.909/2009) prevê atividades ESGN mediante: Autorização

Concessão (precedida de licitação)

Seminário realizado em 11/09/2015

Autorização regulamentada pela Res. ANP nº 17/2015 Único caso: Campo de Santana, Catu-BA, com previsão de iniciar em 3T18 a capacidade

de entrega ao mercado de até 2,7 MMm3/dia (RD nº 863/2015).

Regime de Concessão: 2 frentes atuais na ANP Modelagem do processo licitatório

Prospecção das áreas (Consulta de Interesse até 14/12/2016)

ESTOCAGEM SUBTERRÂNEA DE GÁS NATURAL REGULAÇÃO ESGN

09 áreas, em 04 bacias sedimentes maduras terrestres

Alagoas: Cidade de Sebastião Ferreira e Lagoa Pacas

Espírito Santo: Mosquito e Lagoa Parda Sul

Potiguar: Acauã Leste

Recôncavo: Camaçari, Lagoa Verde, Miranga Leste e Pojuca Norte

ESTOCAGEM SUBTERRÂNEA DE GÁS NATURAL CONSULTA DE INTERESSE

98 campos terrestres Produção Conjunta ~ 35.000 bpd

Agrupados em 10 Complexos:

•CE – Polo Fazenda Belém (2 concessões) • RN – Polo Riacho da Forquilha (34 concessões) e Polo Macau (4 concessões) • SE – Polo Siririzinho/Riachuelo (12 concessões) • BA– Polo Buracica (7 concessões) e Polo Miranga (9 concessões) • ES – Polo São Mateus (14 concessões); Polo Fazenda São Jorge/Cancã/Fazenda Cedro (9 concessões); Polo Lagoa Parda (3 concessões) e Polo Gás (4 concessões); além de 6 concessões exploratórias.

DESINVESTIMENTO DA PETROBRAS

Fonte: Fato Relevante Petrobras (04/03/2016)

GARANTIAS DE DESATIVAÇÃO E ABANDONO Definições

Cláusula Contratual (R12 – R13) 18.8 O Concessionário apresentará uma garantia de

desativação e abandono, através de seguro-garantia, carta de crédito, fundo de provisionamento ou outras formas de garantias aceitas pela ANP, em conformidade com o Plano de Desenvolvimento aprovado e com a Legislação Aplicável

Valor da Garantia É o valor de desativação das facilidades já existentes e/ou previstas no quinquênio, incluindo a recuperação ambiental

Cessão de Direitos e Obrigações

Responsabilidade subsidiária OGA-UK, BOEM-US, NPD-Noruega

DESBUROCRATIZAÇÃO: FOCO NO GRANDE X SIMPLIFICAÇÃO DO PEQUENO Resolução ANP Nº 17, de 18.3.2015

Um PD simplificado para Campos de Pequena Produção; Um PD detalhado para Campos de Grande Produção,

incluindo suas revisões

Campos com produção acima de 5.000 boe/d

respondem por 93,1% da Produção

17%

APRIMORAMENTOS

Primeiros casos

Estado Ambiente Campo Status

Rio de

Janeiro

Água

profunda Marlim

Aprovado

(RD nº

1001/2015)

Rio Grande

do Norte Água rasa Ubarana

Aprovado

(RD nº 475/2016)

Marlim

Ubarana

Prorrogação contratual