XI Seminário Nacional de Petróleo e Gás Natural no Brasil

Apresentação em tema: "XI Seminário Nacional de Petróleo e Gás Natural no Brasil"— Transcrição da apresentação:

1 XI Seminário Nacional de Petróleo e Gás Natural no Brasil
Desafios e oportunidades dos campos marginais Deputado Federal Betinho Rosado 25 de maio de 2010

2 Campos marginais Campos marginais: campos de pequena produção situados praticamente na margem inferior da rentabilidade Conceito econômico, cujos critérios de definição dizem respeito a uma decisão empresarial e a fatores econômicos Campo maduro é um conceito técnico, associado apenas ao declínio do perfil de produção por “idade” Campos maduros enquadram-se mais facilmente na categoria de campos marginais, mas nem todo campo marginal é necessariamente maduro

3 Campos marginais Até o início da década de 80, a atividade petrolífera no país estava concentrada nas operações de produção terrestres localizadas em regiões carentes na Bahia, Sergipe, Alagoas, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Ceará A partir daí, houve a decisão da Petrobras de explorar petróleo no mar e o deslocamento dos investimentos para as bacias do Sudeste do país Com a sanção da Lei do Petróleo, em 1997, ocorreram rodadas de licitação pública de campos marginais A ANP passou a incentivar a implantação do segmento de produtores de médio e pequeno porte, normalmente chamados de ‘produtores independentes’ Essas novas empresas têm como foco principal de atuação as bacias que não constituem o objetivo principal da Petrobras

4 Companhias independentes
As companhias de petróleo de pequeno e médio porte (independentes) normalmente substituem as majors quando os campos tornam-se marginais As companhias independentes de petróleo desempenham importante papel na indústria dos Estados Unidos e Canadá, totalizando, aproximadamente, 7 mil empresas nos EUA e no Canadá, sendo responsáveis por mais de empregos diretos e uma produção diária de 2 milhões de barris No Brasil, cerca de 50% dos campos brasileiros são marginais e representam cerca de 1% das reservas provadas do país, podendo tornar em um mercado atraente para as companhias petrolíferas independentes de pequeno e médio porte

5 Soluções Majors Independentes Reduzir custos operacionais
Reduzir o aporte de capitais Investimento apenas em operações para manutenção da produção Busca de parcerias com terceiros Cessão a empresas menores Independentes Novas tecnologias e nova gestão Novos investimentos específicos Parcerias com fornecedores Melhor avaliação do risco Maior flexibilidade e agilidade Menores custos administrativos e operacionais Reduções nas cargas tributárias incentivos a operadores locais

6 Rodadas de licitação Na Rodada Zero, a Petrobras ratificou seus direitos em áreas que explorava e celebrou, em agosto de 1998, contratos de concessão referentes a 282 campos 77 campos, onde atuava a Petrobras, não foram por ela reivindicados, tendo sido devolvidos à ANP Esses campos passaram a receber a denominação de “campos devolvidos” ou “campos marginais” A partir da Rodada Zero, foram realizadas 10 rodadas licitatórias pela ANP A Sétima Rodada, realizada em 2005, foi a primeira a inserir campos devolvidos. O edital foi dividido em duas partes: - Parte A: campos petrolíferos com risco exploratório - Parte B: campos com rentabilidade marginal

7 Rodadas de licitação Na Parte B constaram, 17 blocos, distribuídos entre os Estados de Sergipe e da Bahia Dentre esses blocos, encontravam-se os devolvidos pela Petrobras e alguns devolvidos à ANP pelo não cumprimento do Programa Exploratório Mínimo Dos 17 blocos, 16 foram arrematados Apesar das previsões de amplos investimentos futuros, a Sétima Rodada não pode ser considerada bem sucedida A oferta de tais campos de forma conjunta com os campos comuns não se revelou atraente aos investidores, tendo sido muitos deles devolvidos à ANP

8 Rodadas de licitação Em 2006, o CNPE autorizou a realização de uma rodada de licitação específica para campos marginais, com edital e contrato de concessão próprios Essa rodada foi denominada Segunda Rodada de Licitações de Áreas Inativas com Acumulações Marginais Foram ofertadas 14 áreas, distribuídas entre as bacias do Maranhão (três), Rio Grande do Norte (oito) e Espírito Santo (três) Dos 14 campos ofertados, 11 foram arrematados

9 Rodadas de licitação No final de 2005, quando a ANP preparava essa segunda rodada com áreas marginais, constatou-se a existência no Brasil de 316 campos concedidos à Petrobras, sendo 217 terrestres e 99 marítimos Dos 217 situados em bacias terrestres, 157 foram considerados marginais, segundo o entendimento de que campos de interesse marginal para grandes empresas são aqueles com reservas provadas inferiores a 530 mil barris de petróleo equivalente Esses 157 campos, que contam com cerca de poços perfurados, representam em torno de 6,4% das reservas provadas em terra e apenas 0,6% das reservadas provadas do país Fonte:

10 Rodadas de licitação As Rodadas de licitação de 2005 e 2006 permitiram a atuação de pequenos e médios produtores no setor do upstream, sem a necessidade de parcerias e consórcios com grandes empresas, pois para a revitalização das áreas com acumulações marginais os investimentos são significativamente menores em relação aos exigidos para os blocos exploratórios. Fonte: <

11 Bacia Potiguar

12 Bacia do Recôncavo

13 Desenvolvimento local
Segundo a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), as petroleiras independentes já investiram cerca de R$ 2 bilhões desde 2003 O pico de produção ocorreu em 2007, com barris por dia A produção dessas empresas gira, hoje, em torno de barris diários. O poço do Pré-Sal 1-BRSA-594, perfurado pela Petrobras em Guará, tem potencial de produção de barris diários. Segundo o presidente da Abpip, a presença de petroleiras de pequeno e médio porte é de suma importância não só para o desenvolvimento da indústria nacional como um todo, mas para o desenvolvimento de municípios com poucas oportunidades econômicas Fonte:

14 Associados à Abpip (18 produtores independentes)
Alvorada Petróleo S.A. Aurizônia Petróleo S.A. Brazalta Brasil Norte Comercialização de Petróleo Ltda. El Paso Óleo e Gás do Brasil S.A. Koch Petróleo do Brasil Ltda. Nord Oil and Gas S.A. Norse Energy do Brasil Ltda. Orteng Equipamentos e Sistemas Ltda. Partex Brasil Ltda. Petrogal Brasil Ltda. Petrosynergy Ltda. Ral Oil Gas Comércio Ltda. Recôncavo E&P S.A. Severo Villares Projetos e Construções Ltda. Starfish Oil & Gas UTC Engenharia S.A. Vitória Ambiental Engenharia e Tecnologia S.A. W. Petróleo S.A.

15 A necessidade da Terceira Rodada
Em abril de 2008, a ANP já havia encaminhado estudo ao MME com proposta de realização da terceira rodada de áreas inativas contendo acumulação marginais de petróleo e gás natural, visando obter aprovação do CNPE A previsão era de que essa rodada ocorreria em março de 2009 Até hoje, ela não ocorreu

16 Projeto de Lei da cessão e da capitalização da Petrobras
PL 5.941/2009 da Câmara dos Deputados (PLC 8/ Senado) Trata da cessão de reservas de 5 bilhões de barris da União Estabelece um modelo para a capitalização da Petrobras Permite que a dívida da Petrobras seja paga com um montante equivalente ao valor de mercado de até cem milhões de barris de óleo de áreas sob contratos de concessão relativos a campos terrestres em desenvolvimento ou em produção Esses campos deverão ser objetos de licitação, somente podendo participar do referido certame empresas produtoras independentes de pequeno e médio porte

17 Projeto de Lei da cessão e da capitalização da Petrobras
Franco Iara Cluster do Pré-Sal Tupi

18 Projeto de Lei da cessão e da capitalização da Petrobras
Franco, até o momento, é o melhor prospecto do Pré-Sal Lâmina d’água inferior a 2 mil metros Distância de 195 km até a costa Óleo leve Espessura do reservatório de 272 metros Um tesouro público que deverá ser cedido para a Petrobras

19 Projeto de Lei da cessão e capitalização da Petrobras
A ANP divulgou a estimativa de petróleo recuperável de Franco: 4,5 bilhões de barris Se fossem 5 bilhões, apenas Franco seria suficiente para a capitalização da Petrobras Outro poço deverá ser perfurado em Libra, localizado a aproximadamente 30 km a leste de Franco Com Franco e Libra, a Petrobras poderá montar sua estrutura de produção "em cima" de 40 bilhões de barris Com o desenvolvimento tecnológico, o fator de recuperação poderá ser igual ou maior que 30% O que indica uma reserva potencial de 12 bilhões de barris de petróleo recuperável

20 Projeto de Lei da cessão e da capitalização da Petrobras
Franco e Libra, a partir de simples contratos de partilha de produção, que poderiam ser assinados com a própria Petrobras, têm potencial para alimentar o Fundo Social com mais de US$ 300 bilhões nos próximos 20 anos No entanto, com a aprovação do PL 5.941/2009 (PLC 8/2010 no Senado), esses US$ 300 bilhões serão apropriados pela Petrobras A perda estimada para o estado brasileiro pode ser maior que US$ 200 bilhões, pois 60% do capital social da Petrobras é privado, sendo cerda de 40% de estrangeiros

21 Projeto de Lei da cessão e capitalização da Petrobras
Com tantos benefícios, a Petrobras poderia devolver para a União pelo menos 100 milhões de barris de campos terrestres Isso seria uma maneira de a Petrobras permitir o desenvolvimento local a partir da atuação dos Produtores Independentes Grande seria a dinamização da atividade petrolífera nas bacias terrestres brasileiras Grandes seriam os benefícios para as comunidades locais

22 Conclusões A Petrobras ainda tem 157 campos a oferecer aos Produtores Independentes No Brasil deve ocorrer o que ocorreu no Canadá, onde as grandes companhias cederam espaço para as independentes A Petrobras deve estar ciente de que é um catalisador do setor Deve ser criado um programa de estímulo aos Produtores Independentes (redução de tributos, fontes de financiamento etc) A devolução prevista no PLC 8/2010 (PL 5.941/2009) abre caminho para o crescimento de uma nova indústria petrolífera no Brasil Deve haver uma contrapartida por parte da Petrobras pelo recebimento de reservas de 5 bilhões de barris (Franco/Libra) Grande oportunidade para geração de emprego e renda