Ministério de Minas e Energia IX Seminário Nacional de Petróleo e Gás Natural no Brasil: Desafios e Oportunidades JOÃO JOSÉ DE NORA SOUTO Secretário Adjunto de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis

Sumário Matriz Energética Brasileira Planejamento das Rodadas de Licitação de Blocos Exploratórios Mercado Brasileiro de Gás Natural Iniciativas para o aumento da oferta de Gás Natural Fundamentos da Lei do Gás Infra-estrutura de Transporte, Refino e Petroquímica Conclusões e Perspectivas

Matriz Energética Brasileira - 2007 FONTES RENOVÁVEIS 45.8 % Brasil 20 40 60 80 100 Mundo 13 87 46 54 % 238,3 MILHÕES TEP RENOVÁVEIS NÃO RENOVÁVEIS Fonte: Resenha Energética Brasileira – Resultados Preliminares de 2007 (Março/2008) Ministério de Minas e Energia (MME) tep – toneladas equivalentes de petróleo

Matriz Energética Brasileira – PNE 2030 OUTROS RENOVÁVEIS (H-BIO & BIODIESEL) PRODUTOS DA CANA-DE-AÇÚCAR LENHA E CARVÃO HIDROELÉTRICA CARVÃO GÁS NATURAL PETRÓLEO 557 milhões de tep (46,6% renovável) 219 milhões de tep (44,5% renovável) 28,0 5,5 13,8 38,7 9,4 15,5 6,9 6,3 3,0 1,2 13,5 14,8 13,0 18,5 2,9 9,1 0% 20% 40% 60% 80% 100% 2005 2030 CARVÃO MINERAL HIDRÁULICA LENHA&C.VEGETAL PRODUTOS DA CANA NUCLEAR OUTRAS RENOVÁVEIS (4,3 H-BIO&BIODIESEL) 219 milhões tep e 44,5% renováveis 557 milhões tep e 46,6% renováveis tep – toneladas equivalentes de petróleo

Matriz de Combustíveis Veiculares - 2007 Gasolina + Etanol Anidro Gasolina C: Gasolina + Etanol Anidro 23,3 + 8,2 = 31,5% Diesel (Total) 50,9 + 0,5 = 51.4% Etanol (Total) 8,2 + 13,7 = 21,9%

Demanda de Combustíveis Líquidos - PNE 2030 1.780 mil bep/dia 4.230 mil bep/dia 100% OUTROS DE PETRÓLEO 38,8 33,0 80% ETANOL 60% 13,2 8,1 15,2 GASOLINA 15,1 40% 11,2 BIODIESEL & H-Bio 20% 38,0 27,5 DIESEL PETRÓLEO 0% 2005 2030 Biodiesel & H-Bio = 473 mil bep/dia em 2030 Etanol = 557 mil bep/dia em 2030 Demanda Interna Total de energia em 2030 = 10.990 mil bep/dia bep – barril equivalente de petróleo

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Resolução CNPE Nº 8, 21 de Julho de 2003 Diretrizes Gerais Reduzir a dependência energética externa Ajustar a produção às necessidades nacionais Criar oportunidades para o País na exploração e produção de hidrocarbonetos Licitar áreas mantendo a atratividade das bacias brasileiras Promover o conhecimento das bacias sedimentares Estimular a aquisição de bens e serviços no Brasil Buscar aderência às normas e regulamentos ambientais O Planejamento Governamental fica instituído a partir de 2003

Escolha de Blocos das Rodadas Estudos ambientais Volumes de recursos potencialmente recuperáveis dos blocos em estudo Volumes a incorporar para atingir e manter a auto-suficiência Definição dos blocos O esquema mostra as principais atividades realizadas para se definir quais blocos serão licitados. Rodadas Estudos

Fases de um Contrato de Concessão EXPLORAÇÃO FASE DE PRODUÇÃO Acordo para Individualização da Produção Coleta de informações Processamento Interpretação Avaliação Descoberta Desenvolvimento Produção 2 a 9 anos 27 anos Declaração de Comercialidade Projeto Piloto Teste de Longa Duração ROYALTIES PAGAMENTO PELA RETENÇÃO DE ÁREA CONTRATO DE CONCESSÃO

Rodadas de Licitações Descrição Objetivos Modalidades Planejamento e acompanhamento junto à ANP das rodadas de licitações para blocos exploratórios e campos marginais de petróleo e gás natural Objetivos Repor reservas de petróleo visando a manutenção da auto-suficiência a médio e longo prazos Repor e ampliar reservas gás natural, visando aumentar a produção Modalidades Setores e blocos em Bacias de Elevado Potencial Atrair os médios e grandes investidores Setores e blocos em Bacias de Novas Fronteiras Atrair investimentos para áreas não produtoras Setores e blocos em Bacias Maduras Participação de pequenas e médias empresas Áreas Inativas com Acumulações Marginais Reativação da produção com a participação de pequenas e médias empresas

Oito Rodadas: 1999-2007 Resultados: Mais de R$ 5,4 bilhões em Bônus de Assinatura R$ 80,1 bilhões em investimentos em E&P (1998-2007) 711 blocos concedidos 72 concessionários de E&P 36 de origem nacional 36 de origem estrangeira (20 diferentes países) DESDE 1999 FORAM REALIZADAS SETE RODADAS DE LICITAÇÕES DE BLOCOS EXPLORATÓRIOS PARA PETRÓLEO E GÁS NATURAL. O SUCESSO DESSAS RODADAS PODE SER TRADUZIDO NOS VALORES DESTACADOS NESTE QUADRO, ONDE OBSERVA-SE QUE FORAM ARRECADADOS, A TÍTULO DE BÔNUS DE ASSINATURA DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO, US$ 1,3 BILHÕES. ESTÃO PREVISTOS CERCA DE US$ 16 BILHÕES EM INVESTIMENTOS NA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL ATÉ 2012 (OBS: TRATAM-SE DE INVESTIMENTOS OFERTADOS PELAS EMPRESAS A TÍTULO DO PROGRAMA EXPLORATÓRIO MÍNIMO – PEM, QUE É CRITÉRIO PARA A AVALIAÇÃO DAS OFERTAS PARA CADA BLOCO NO LEILÃO). ENTRE 1999 E 2005 FORAM CONCEDIDOS 594 BLOCOS EXPLORATÓRIOS, SENDO QUE, APÓS A 7ª RODADA (2005), O PAÍS PASSOU A TER 64 GRUPOS ECONÔMICOS ATUANDO NA EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL (ATÉ A 6ª RODADA ATUAVAM SOMENTE 39 EMPRESAS). DE ACORDO COM A LEGENDA (CANTO INFERIOR DIRETO), PODEM SER IDENTIFICADOS NO MAPA A DISTRIBUIÇÃO DAS ÁREAS CONCEDIDAS E O ANO DA LICITAÇÃO (SEPARAÇÃO POR COR). A RODADA ZERO FOI O PONTO DE PARTIDA PARA A ABERTURA DO MERCADO DE E&P NO BRASIL, QUANDO A PETROBRAS SELECIONOU AS ÁREAS EM QUE ELA ATUAVA PARA CONTINUAR OS TRABALHOS DE PROSPECÇÃO. ATUALMENTE DOS 6,4 MILHÕES DE KM² DE BACIAS SEDIMENTARES (ÁREAS EM BEGE NO MAPA), SOMENTE 332 MIL KM² ESTÃO SOB CONCESSÃO, O QUE REPRESENTA 5% DAS NOSSAS BACIAS. PARA 2007, TRABALHA-SE NA PREPARAÇÃO DA 9ª RODADA DE LICITAÇÕES DE BLOCOS EXPLORATÓRIOS, QUE DEVERÁ OCORRER NO SEGUNDO SEMESTRE DE 2007. 1 USD = 1,78 REAL, em 03/12/2007 Bacias Sedimentares: 6,4 milhões de km² Área concedida: 301,5 mil km² (4,7%) Petrobras opera em 235 blocos Fonte: MME/ANP (Ago/2008)

8ª Rodada de Licitações – Resumo Geral OFERTA 284 blocos 7 bacias sedimentes Área: 101 mil km² Resultados parciais (2006) Santos Pelotas Bacia Blocos Ofertados Arrematados % Bônus PEM Área Arrematada (km²) 11 10 91% 560.114.071,00 R$ 122.950.000,00 6.942 Tucano 47 28 60% 27.258.490,00 481.600.000,00 4.969 TOTAL 58 38 66% 587.372.561,00 604.550.000,00 11.911 Cassada pelo STF liminar que suspendeu sua realização – possibilidade prosseguimento; Resolução CNPE Nº 6/2007 determinou a conclusão da 8ª Rodada de Licitações; e Resolução CNPE Nº8/2008 determinou o adiamento da decisão sobre a 8ª Rodada. Pará-Maranhão Barreirinhas Tucano Sergipe-Alagoas Espírito Santo Bacias de Elevado Potencial Santos Pelotas

10ª Rodada – Áreas para Oferta 7 Bacias Sedimentares 8 setores 4 setores em Bacias de Novas Fronteiras 4 setores em Bacias Maduras 130 blocos exploratórios 70 mil km²= 1,1% do total das bacias Leilão previsto para 18/12/2008 Parecis Amazonas Potiguar Sergipe-Alagoas Recôncavo Paraná São Francisco

Terceira Rodada de Campos Marginais Bacia do Recôncavo Oferta de 19 campos marginais Leilão previsto para 1º trimestre/2009

Principais descobertas no Pré-sal Bacia do Espírito Santo Jubarte (Parque das Baleias) Em produção. Teste de longa duração C-M-101 - Descoberta da Anadarko no Pré-sal, em setembro/2008 BM-S-10 (Parati) Reservatórios do Pré-sal BM-S-11 (Iara) BM-S-8 (Bem-Te-Vi) Bacia de Campos BM-S-24 (Júpiter) BM-S-11 (Tupi) BM-S-9 (Guará) BM-S-21 (Caramba) BM-S-9 (Carioca) Bacia de Santos

Volumes Recuperáveis Estimados no Pré-sal Bacia do Espírito Santo Volumes informados até novembro/2008: 9,5 a 14 bilhões de boe Parque das Baleias 1,5 a 2 bilhões de boe 30º API Reservatórios do Pré-sal BM-S-11 (Iara) 3 a 4 bilhões de boe 26 a 30º API Bacia de Campos BM-S-11 (Tupi) 5 a 8 bilhões de boe 28º API Bacia de Santos

Estatísticas de Petróleo e Gás Natural Petróleo: Investimentos em E&P US$ 48,9 bilhões - 2007-2010 Reservas Provadas (2007) = 12,6 bilhões de barris Produção (2007) = 1,83 milhão de barris/dia Consumo (2007) = 1,85 milhão de barris/dia Importação Líquida (2007) = 439 mil barris/dia Exportação Líquida (2007) = 421 mil barris/dia Relação Reserva/Produção – R/P 2007 = 18,2 anos Gás Natural: Investimentos de US$ 21,2 bilhões - 2007-2010 (inclui gasodutos, LNG e PLANGAS) Reservas Provadas (2007) = 365 bilhões m³ (12,9 tcf) Produção de GN Nacional (2007) = 49,7 milhões m³/dia Disponibilização ao mercado = 21,9 milhões m³/dia Importação (2007) = 27,3 milhões m³/dia Consumo (2007) = 49,2 milhões m³/dia Relação Reserva/Produção (2007) = 25 anos Fonte: ANP, 2008

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Evolução da Destinação do Gás Natural Produzido no Brasil Fonte: Boletim do Gás do MME,out/08

Consumo de Gás Natural nas Distribuidoras por Segmento Fontes: Boletim do Gás do MME / ABEGAS, out/08

Projeção da Oferta e Demanda de Gás Natural 120,0 100,0 80,0 milhões de m3/dia 60,0 40,0 20,0 OBS: Nota: A projeção considera o Termo de Compromisso até 2012 e exclui o sistema isolado da Região Norte. * Os anos de 2007 e 2008 correspondem a valores realizados. 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Imp. GNL 0,0 0,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Imp. Argentina 0,5 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 Imp. Bolívia 26,9 29,9 30,1 30,1 30,1 30,1 Gás Nacional 21,8 29,2 42,5 59,9 60,4 62,5 Oferta Total 49,2 59,6 92,6 110,0 110,5 112,6 Demanda Total 49,2 59,6 84,6 96,0 104,9 112,6 Fonte: MME, dezembro 2008

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Bacia do Espírito Santo Plano de Antecipação da Produção Nacional de Gás Natural na Região Sudeste - Plangas PLANGÁS - Previsão Original Dez/2008 Dez/2010 Oferta Total Milhões m3/d 40,0 55,0 Investimento R$ Bilhões 27,98 Cacimbas Lagoa parda PLANGÁS - Previsão Atualizada Abr/2009 Dez/2010 Oferta Total Milhões m3/d 33,6* 50,0 Belo Horizonte Vitória Oferta Total** (milhões de m3/d) Bacia do Espírito Santo 2008 8,1 2010 16,1 Ubu * Parte dessa oferta só chegará ao mercado após a entrada em operação do GASDUC III Cabiúnas Campinas Rio de Janeiro Caraguatatuba REDUC RPBC Oferta Total** (milhões de m3/d) Bacia de Campos 2008 14,8 2010 19,2 Projetos PLANGAS 2008: 1. Bacia de Santos: Campo de Lagosta – Gás não associado Campo de Merluza – Gás não associado 2. Bacia do Espiríto Santo: Fase II do Campo de Peroá – Gás não Campo de Canapu – Gás não associado Área do ESS 164 – Gás não associado Campo de Golfinho II – Gás associado 3. Bacia de Campos: Implantação das Plataformas P-51; P-52 e P54 – Gás associado Projetos PLANGAS 2010: Campo de Mexilhão – Gás não associado Campo de Uruguá – Gás não associado Campo de Tambaú – Gás não associado Oferta Total** (milhões de m3/d) Bacia de Santos dez/2008 2,0 dez/2010 14,7 ** Valores revisados em relação à previsão original do Plangás Fonte: MME e Petrobras, 2008

Amplicação da Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural 2007 2008 (perspectivas) 2009-2010 Investimentos R$ bilhões 1,23 5,04 4,52 Dutos Iniciados Km 1.436 1.812 365 Dutos concluídos 662 774 2.332 Terminal de Regaseificação de GNL - Pecém Urucu-Coari-Manaus Malha Nordeste GNL 2007 2008 (perspectivas) 2009-2010 Investimentos (R$ bilhões) 0,1 0,8 2,1 Pilar - Ipojuca GASBEL II Cacimbas-Catu Campinas - Rio Japeri-REDUC Paulínia - Jacutinga Vitória-Cacimbas GASPAL II Cabiúnas-Vitória GASDUC III Ampliação GASBOL Sul Terminal de Regaseificação de GNL - Rio Caraguatatuba-Taubaté Empreendimentos em Obra GASAN II Em Planejamento Fonte: MME / SPG / DGN, out/08

Fundamentos da Lei do Gás Os contratos já assinados e as autorizações concedidas serão preservadas; Fortalecimento da atuação da ANP – novas atribuições e respaldo legal; Não interfere no monopólio dos Estados para a prestação dos serviços locais de gás canalizado, conforme o § 2o do art. 25 da CF/88; Planejamento indicativo, pelo MME, como sustentação ao atendimento integral e permanente das demandas internas: commodity e infra-estrutura; A concessão passa a ser o instrumento de outorga para o exercício da atividade de transporte de gás natural, sendo facultado, em situações especiais, a possibilidade de autorização; Acesso à infra-estrutura de transporte de gás natural; A comercialização de gás natural somente poderá ocorrer amparada por contratos registrados na ANP. A indústria brasileira de gás passa por momento peculiar não só pelo crescimento no consumo de 35% ao ano, mas também pelas recentes descobertas de gás em Santos que, após confirmadas, podem triplicar a oferta do energético para o País quando passariam dos atuais 8tcf para valores superiores a 24 tcf. Contudo, apesar do crescimento da demanda e oferta, o fraco marco regulatório aplicado ao setor que trata o gás natural como derivado de petróleo na Lei do Petróleo - No 9478 - de 1997 - não aponta os nortes para uma política setorial consistente que promova o desenvolvimento do mercado gasífero de forma planejada, com otimização energética, em prol do consumidor, do setor produtivo e da sociedade. Sob está ótica, integrando os setores elétrico e de gás natural, o Ministério de Minas e Energia, elabora novo modelo para o setor de gás com os seguintes fundamentos: Planejamento como sustentação ao atendimento integral e permanente das demandas internas: commodity e infra-estrutura; Competividade do gás frente aos demais energéticos; Modicidade tarifária dos preços de movimentação de gás natural; Acesso à infra-estrutura de transporte e de transferência;  Estabelecimento de mecanismos que propiciem transparência e competitividade na comercialização e transporte A expectativa é que o novo modelo promova os sinais econômicos necessários para a tomada de decisão dos investidores não só na prospeccção do gás mas também na expansão da infra-estrutura de transporte e distribuição de tal forma a atingir crescentes usuários nos segmentos térmico e não-térmico.

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Investimentos em Refinarias e Petroquímica Ampliação do Parque de Refino Investimentos previstos - Refinarias (exclusive COMPERJ): R$ 35,7 bi; - Petroquímicas (inclusive COMPERJ ): R$ 21,1 bi. Novas Refinarias até 2012: Refinaria Guamaré / RN 30.000 bpd (*) Refinaria Abreu e Lima / PE 200.000 bpd Refinaria Petroquímica COMPERJ / RJ 150.000 bpd (*) resultante da reforma da atual Unidade de Tratamento de Fluidos após 2012: Refinaria Premium / CE 300.000 bpd Refinaria Premium / MA 600.000 bpd Refinarias em operação (13 unidades) Capacidade Instalada: 2,0 milhões bpd Pólos petroquímicos em operação (4) Capacidade Instalda: 7,5 milhões ton produtos / ano O BRASIL POSSUI 13 REFINARIAS, COM CAPACIDADE OPERACIONAL INSTALADA DE CERCA DE 2 MILHÕES BARRIS POR DIA, PRODUZINDO 1,8 MILHÃO DE BARRIS POR DIA DE DERIVADOS, EM MÉDIA. O BRASIL POSSUI 4 PLANTAS PETROQUÍMICAS. UMA DELAS – A RIO POLÍMEROS – ENTROU EM OPERAÇÃO EM 2005. TRATA-SE DA PRIMEIRA PLANTA DO PAÍS QUE USA GÁS NATURAL COMO MATÉRIA PRIMA E CONSTITUI-SE O MAIOR COMPLEXO PARA PRODUÇÃO DE POLIETILIENO A PARTIR DO GÁS NATURAL NA AMÉRICA LATINA. AS OUTRAS PLANTAS, LOCALIZADAS NOS ESTADOS DA BAHIA, SÃO PAULO E RIO GRANDE DO SUL, UTILIZAM NAFTA E CONDENSADO E EM 2007, PROCESSARAM 14 MILHÕES DE METROS CÚBICOS DESSES INSUMOS. NO SETOR PETROQUÍMICO, OS INVESTIMENTOS PREVISTOS (ATÉ 2010) GIRAM EM TORNO DE R$ 9,5 BILHÕES. ESTES INVESTIMENTOS INCLUEM A REFINARIA PETROQUÍMICA NO RIO DE JANEIRO (PREVISTA PARA 2012) E INVESTIMENTOS EM DIVERSAS PLANTAS TAIS COMO PLANTA DE PTA EM SUAPE/PE, UNIDADE DE POLIPROPILENO EM PAULÍNIA/SP, UNIDADE DE POLIPROPILENO EM DUQUE DE CAXIAS/RJ E MAUA/SP E OUTRAS UNIDADES DE POLIOLEFINAS ESPALHADAS PELO BRASIL – BA, SP). SOMENTE A REFINARIA PETROQUÍMICA (COMPERJ), MAIOR EMPREENDIMENTO INDIVIDUAL DO PAC, EXIGIRÁ INVESTIMENTOS EM TORNO DE R$ 20 BILHÕES, DURANTE TODA SUA IMPLANTAÇÃO – 2012. EM SEU ENTORNO, DEVERÃO SE INSTALAR PLANTAS DE SEGUNDA GERAÇÃO CUJO INVESTIMENTO TOTAL PREVISTO APROXIMA-SE DO VALOR INVESTIDO NO COMPERJ. NOTA: A CAPACIDADE DE 7,5 MILHÕES DE TONELADAS DAS CENTRAIS PETROQUÍMICAS REFERE-SE À SOMA DAS CAPACIDADES DOS SEGUINTES PRODUTOS: ETENO: 3,45 MILHÕES TON / ANO; PROPENO: 1,9 MILHÃO TON / ANO; BENZENO: 900 MIL TON / ANO; TOLUENO:296 MIL TON / ANO; XILENO: 531 MIL TON / ANO; BUTADIENO + BUTENO:435 MIL TON / ANO.

Investimentos em Transporte Marítimo Programa de Modernização da Frota Marítima Objetivos - Construção de 49 navios e 2 superpetroleiros no país; Expansão e modernização da frota marítima e reativação da indústria nacional de grandes navios; Aumento da participação da frota da Transpetro. Metas - Investimentos previstos: R$ 4,1 bilhões (1ª fase); - 1ª fase (em curso): licitação de 26 navios; - 2ª fase: licitação de mais 23 navios e 2 VLCC. Recursos: Financiamento com recursos do Fundo de Marinha Mercante, com o BNDES financiando até 90% do valor de cada embarcação, amortização em 20 anos, juros de 4% ao ano.  NO PROGRAMA DE MODERNIZAÇÃO DA FROTA DA TRANSPETRO, TODOS OS 48 NAVIOS SERÃO CONSTRUÍDOS NO BRASIL. ISSO SIGNIFICA A EXPANSÃO E MODERNIZAÇÃO DA FROTA MARÍTIMA NACIONAL EA REATIVAÇÃO DE NOSSA INDÚSTRIA. ALÉM DISSO, O PAÍS ALCANÇARÁ UMA POSIÇÃO MUNDIAL ESTRATÉGICA, POR SER DOTADO DE FROTA PRÓPRIA DE NAVIOS. O PROGRAMA TEM FINANCIAMENTO GARANTIDO, POR MEIO DE RECURSOS DO FUNDO DE MARINHA MERCANTE. O BNDES GARANTIRÁ O FINANCIAMENTO DE ATÉ 90% DE CADA EMBARCAÇÃO.

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Conclusões e Perspectivas O crescimento da indústria do petróleo no Brasil evidenciam o sucesso das políticas governamentais para o setor Aumento do número de empresas de E&P Aumento das reservas provadas e produção nacionais Aumento do Conteúdo Local nos projetos do setor petróleo e gás As rodadas de licitação são necessárias para manter o esforço exploratório nas bacias sedimentares e as atividades da cadeia de bens e serviços da indústria nacional 31

Conclusões e Perspectivas O cenário de crescimento do mercado brasileiro aponta para a necessidade de expansão tanto da oferta do combustível quanto da rede de transporte de gás natural Principais Ações na Esfera Federal de Governo: Implantação de Projetos no âmbito do PAC: Aumento da produção de gás natural Ampliação da infra-estrutura de transporte Diversificação das fontes de importação - GNL Construção de Novo Arcabouço Legal 32