O FUTURO DA ENERGIA NO BRASIL E OS CAMPOS DO PRÉ-SAL

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1 INSTITUTE OF THE AMERICAS O FUTURO DA ENERGIA NO BRASIL E OS CAMPOS DO PRÉ-SAL O NOVO MODELO E A PETROBRAS: UM IMPORTANTE PASSO PARA A AVALIAÇÃO E DESENVOLVIMENTO DO POTNCIAL DO PETRÓLEO NO BRASIL? Wagner Freire Rio de Janeiro, 22 de outubro de 2009

2 1. BACKGROUND Criação da Petrobras, pela Lei nº 2.004, de 3 de outubro de 1953, e novo papel para o CNP. Pontos básicos: Sociedade Anônima, com ações negociada na Bolsa de Valores, com possibilidade a atuar no exterior, em países com Tratado de Cooperação com o Brasil, disposição alterada em 1972, para permitir que atuasse em qualquer país, segundo seus interesses. Política de participação do Estado nas empresas de petróleo. Cases history. Flexibilização do monopólio por alteração do Art. 177 da Constituição, em 9 de novembro de Promulgação da Lei nº 9.478, em 6 de agosto de 1997 a Lei do Petróleo. Criação da ANP em 3 de agosto de Rodada Zero em junho de Primeira Rodada da Licitações da ANP em junho de Desenvolvimento das Rodadas. Perfuração de poços exploratórios. Brasil auto-suficiente em petróleo e importador de gás natural. Distribuição da produção de petróleo: onshore, offshore; óleo e gás; Petrobras e outras empresas. Mercado de derivados e infra-estrutura; preços correntes. A Petrobras entre os players do mercado. Crescimento da empresa.

3 OIL PRODUCTION AND CONSUMPTION (Thousand bbl/d) MEXICO VENEZUELA Source: BP Statistical Review LO&G Oct 2009

4 MINERAL MANAGEMENT SERVICE LEASES SALE GULF OF MEXICO, OCTOBER Jack 2 Chevron*, Devon, Statoil, 06 Source: Minerals Management Service Gulf of Mexico OCS Region 2 Tiber BP*,Petrobras, Conoco, 09 3 Kaskida BP, Devon, 06 4 Perdido Shell*, BP, Chevron, 06 4 Junho 2008 Fig. 24

5 ANP s CONCESSION ROUNDS MINIMUM EXPLORATION PROGRAM ( PEM ) PLUS BONUS (US$B ) 2.50 FHC s 2nd TERM 2.21 LULA s 1st TERM BRENT SPOT PRICE ANNUAL AVERAGE (US$/bbl) BONUS BONUS 0.22 BONUS PEM PEM PEM PEM Round 0 Round 1 Round 2 Round 3 Round 4 Round 5 Round 6 Round 7 Round 8 Round 9 Round 10 Jun 1998 Jun 1999 Jun 2000 Jun 2001 Jun 2002 Aug 2003 Aug 2004 Aug 2005 Nov 2006 Nov 2007 Dec 2008 Fig. 5 Source: ANP and LO&G Data Bank. March, 2009

6 BRAZIL EXPLORATION WELLS DRILLED OFFSHORE WILDCATS Source: ANP LO&G Oct 2009

7 PETROBRAS REVENUES AND PROFITS REVENUES (US$B) PROFITS (US$B) REVENUES PROFITS Source: Fortune LO&G Oct 2009

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9 WORLD S LARGEST PETROLEUM CORPORATIONS (FORTUNE RANKING FROM 1997 TO 2008, BASED ON REVENUES) Shell Exxon ExxonMobil ExxonMobil ExxonMobil ExxonMobil BP BP ExxonMobil ExxonMobil Exxon Mobil Shell Exxon Shell Shell Shell BP Shell ExxonMobil ExxonMobil Shell Shell Shell ExxonMobil BP BPAmoco BP Amoco BP Shell BP Shell Shell BP BP BP BP Mobil Mobil TotalFina TotalFinaElf ChevronTexacoTotal Total Total ChevronTexaco ChevronTexaco Chevron Chevron Texaco ElfAquitaine Sinopec PDVSA TotalFinaElf ChevronTexaco ChevronTexaco ChevronTexaco ConocoPhllips ConocoPhillips Total Total ElfAquitaine Sinopec ElfAquitaine Texaco El Paso ConocoPhillips ConocoPhillips ConocoPhillips Total Total ConocoPhilips ConocoPhilips Eni Eni Texaco Chevron PDVSA Eni Eni Sinopec Sinopec Sinopec Sinopec G Sinopec G Chevron Texaco Eni Sinopec Eni Petrochina Sinopec Eni Eni Eni Petrochina G Petrochina G PDVSA SK Chevron Eni Petrochina Sinopec Pemex Petrochina PDVSA Petrochina Eni Eni SK Total PDVESA RepsolYpf Sinopec Pemex Petrochina Pemex Petrochina Pemex Pemex G Gazprom G Amoco Chevron SK Pemex Pemex SK PDVSA Marathon Pemex Gazprom Gazprom G PDVSA G Total PDVSA RepsolYpf Petrochina RepsolYpf RepsolYpf RepsolYpf Statoil Statoil Petrobras SatoilHydro G Pemex G Pemex USX Pemex USXMarathon Marathon Statoil Marathon RepsolYpf Marathon Statoil Petrobras G Petrobras G Gazprom Pemex USX Conoco SK Marathon Statoil SK RepsolYpf RepsolYpf SK SatoilHydro G USX Gazprom Conoco SK Conoco Petrobras SK Petrobras Petrobras Marathon Lukoil Lukoil Atlantic Repsol Indian Oil Petrobras Statoil Indian Oil Petrobras Petronas Gazprom SK RepsolYpf SK Petrobras Petrobras Statoil Statoil Petrobras Petronas Gazprom Gazprom SK Lukoil Petronas G Repsol Statoil Indian Oil Petrobras Indian Oil Phillips Norsk Hydro Petronas Indian Oil Lukoil Petronas Marathon Petronas Repsol Statoil Petronas El Paso Indian Oil Gazprom Indian Oil Lukoil Petronas Indian Oil Indian Oil G Marathon Phillips Atlantic Phillips Phillips Gazprom Lukoil Lukoil NorskHydro Indian Oil NorskHydro PTT Indian Oil G Indian Oil NorskHydro Atlantic Petronas Petronas El Paso Yukos AmeradaHess NorskHydro PTT Rosneft G PTT Petrofina Phllips NorskHydro NorskHydro NorskHydro AmeradaHess AmeradaHess PTT Hess Hess Reliance Rosneft G NorskHydro Petrofina Gazprom Gazprom Occidental Yukos El Paso Reliance PTT Reliance Hess Hess Ashland Petronas Lukoil Occidental AmeradaHess PTT ONGC OMV OMV OMV OMV Occidental AmeradaHess Lukoil Lukoil Reliance. Encana Reliance Rosneft ONGC G TNK-BP AmeradaHess Rosneft ONGC Surgutneftgaz Reliance Encana Occidental Encana Encana ONGC Surgutneftgaz CNOOC G CNOOC G Occidental Occidental Suncor Petrocanada Murphy Murphy Petro-Canada Galp Occidental BG Husky ONGC G Surgutneftgaz Neste Oil SOURCE: FORTUNE Fist Entrance in The List G Government control 50% or more Corp. names in blue: Present with concessions in Brazil Fig. 9

10 2. PROPOSTAS DO GOVERNO PARA MUDANÇAS DO MARCO REGULATÓRIO Introdução do modelo de partilha da produção na área do chamado pré-sal e em áreas estratégicas, em superposição ao modelo de concessão em curso e a serem adjudicados em futuras licitações. O government take. A excelência do modelo de concessão brasileiro pela introdução da Participação Especial e transparência do processo das rodadas de licitação para adjudicação de Blocos de E&P. Controle estratégico do Estado na produção de hidrocarbonetos nos modelos de concessão e partilha. Adjudicação de Blocos de E&P à Petrobras, com e sem concorrência. Participação da Petrobras em todos os contratos de Pré-sal, com pelo menos 30% de interesses (mesmo que venha a perder licitações de que participe) e sempre como Operadora. Criação de nova empresa pública, com 100% de participação do Estado, para comercialização da produção e gestão dos Comitês Operacionais. Dificuldades da nova empresa. Conflitos com a Petrobras, operadora única. By-pass da ANP

11 PROPOSTAS DO GOVERNO PARA MUDANÇA DO MARCO REGULATÓRIO (Conclusão) Dificuldades de condução das operações (contratação de serviços, de aquisição de equipamentos e materiais) e de alocação de custos em Blocos sujeitos a regimes diferentes. Complexidade da unitização de campos que se estendem para Blocos com ou sem contratos. Exacerbação das complexidades do processo com o cancelamento das disposições pertinentes da Lei do Petróleo. Dificuldades do novo modelo para a Petrobras. Prejuízos para a Petrobras e para o País decorrente da falta de competição de empresas Operadoras. Dificuldades para a indústria brasileira e a exportação de serviço das empresas brasileiras com a presença de um único Operador. Desestímulo à evolução tecnológica e à inovação particularmente numa província petrolífera carente desses requisitos.

12 3. RISCOS EXPLORATÓRIOS. DESAFIOS NO DESENVOLVIMENTO. Campos de petróleo e gás natural associados a depósitos evaporíticos não é novidade no Brasil (Carmópolis, onshore da Bacia de Sergipe/Alagoas, descoberto em 1963; Badejo, na Bacia de Campos, descoberto em 1975; Rio Urucu, na Bacia de Solimões, descoberto em 1987) nem tão pouco no mundo inteiro. Reservatórios carbonáticos são comuns no mundo inteiro e menos comuns no Brasil. O problema é que seu comportamento tem previsibilidade muito variada em função da permo-porosidade e de outros fatores, com implicações nas vasões e recuperação final. Daí a necessidade de TLDs. Desafios adicionais decorrentes de espessa camada de sal e presença de CO², corrosivo, impondo condições especiais de proteção, e necessidade de descarte. Condições operacionais melhores ao norte da Bacia de Campos que no cluster da Bacia de Santos. Entretanto, as perspectivas de produção são opostas, muito melhores, no cluster, com destaque para os campos de Tupi, Iara e Guará, com volumes recuperáveis estimados entre 9 e 14 B boe, distribuídos entre Petrobras (5,6 a 8,7 B boe), BG (2,3 a 3,6 B boe), Galp (0,8 a 1,2 B boe) e Repsol (0,3 a 0,5 B boe). Comparação com reservas provadas brasileiras de 14,7 B boe impróprias. Poços exploratórios e de extensão para objetivos pré-sal, secos, no cluster de Santos, na Bacia de Campos, inclusive no Parque das Baleias e vizinhanças, apontam para os riscos exploratórios incertos. E o potencial do Pré-sal, embora importante, não parece indicar para uma mudança extraordinária nas perspectivas das reservas brasileiras.

13 S.Paulo Santos Campos Macaé Rio de JaneiroCabo Frio 1000 m 200 m 2000 m 3000 m Km CAMPOS AND SANTOS BASINS Fields / Development Areas Concessions - Rounds 1 to 9 8th Round winning bids Post-2005 Pre-Salt wells Unsuccessful pre-salt wells (based on ANP/BDEP classification and/or press releases) Pre-Salt Area as defined in the PSA Draft Bill (PL 5938)

14 GEOLOGIC SECTION ILLUSTRATING THE PETROLEUM SYSTEMS OF SANTOS AND CAMPOS BASINS Source: Petrobras Fig. 14

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16 4.CONCESSÕES ONEROSAS DE BLOCOS SEM LICITAÇÃO PARA PRODUÇÃO DE ATÉ 5 BILHÕES DE BOE E APORTE RECURSOS DA UNIÃO PARA AUMENTO CAPITAL DA PETROBRAS. Concessões fogem aos requisitos constitucionais de competição, e a onerosidade da concessão baseia-se em critérios pouco claros. Critérios para aporte de recursos para aumento de capital da Petrobras via títulos de dívida pública difíceis de administrar e pouco transparentes, tornando discutível sua aplicação dentro dos requisitos legais e das normas da CVM, da BOVESPA e dos órgãos internacionais, como a SEC. Omissão de oportunidades via FGTS para categoria de acionistas com recursos nesse fundo, como ocorreu no processo anterior para aumento de capital da Petrobras. 5.CRIAÇÃO DE FUNDO SOCIAL VINCULADO À PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA PARA GESTÃO DOS RECURSOS DO GOVERNO ORIUNDOS DO PRÉ-SAL E ÁREAS ESTRATÉGICAS. Essencialmente nova política de distribuição de recursos do government take gerados pela Lei do Petróleo: Bônus das Licitações, Royalties, Participação Especial, que passam a ter nova conceituação e destinação. Certamente um dos principais objetivos do governo, com a nova Regulação. Nesse aspecto, o Governo deveria ter lançado o processo pertinente, sem necessidade de mudanças no Marco Regulatório.

17 CONCLUSÕES A introdução do modelo de partilha para áreas de maior potencial exploratório não tem justificativa técnica, econômica ou estratégica para avaliação e desenvolvimento do potencial petrolífero do País. Irá complicar e burocaratizar mais ainda a administração da atividade de E&P pelas autoridades regulatórias, inibir os investimentos e, portanto, perturbar e atrasar todo o processo. Em muitos aspectos, prejudicará a Petrobras. Nesse processo de introdução do modelo de partilha da produção foram tomadas medidas que reforçam e formalizam o monopólio de uma empresa com capital majoritariamente privado, em grande parte externo, sobretudo eliminado a concorrência na condução das atividades de E&P. A adjudicação de blocos sem concorrência para a Petrobras, a sua contratação pela ANP, igulamente sem concorrência, com emprego de recursos orçamentários públicos para utilização em benefício da própria empresa, são medidas que ferem disposições constitucionais. A exposição a um mercado competitivo é o melhor mecanismo de desenvolvimento empresarial da Petrobras.

18 CONCLUSÕES (Conclusão) O aporte de recursos da União para aumento do capital da Petrobras não parecem seguir as boas práticas nacionais e internacionais para companhias com ações negociadas nos mercados doméstico e externo e deixam de fora os trabalhadores que, em situação anterior, foram contemplados através de utilização de seus recursos no FGTS. As descobertas do chamado pré-sal é um fato auspicioso no processo de avaliação do potencial petrolífero do país mas o processo exploratório não pode ser voltado só para objetivos pré-sal mas também para outras áreas eventualmente sujeitas a custos de avaliação e desenvolvimento mais baixos e em outras regiões do País. Promoção de investimentos e desenvolvimento de um mercado competitivo são pontos fundamentais para o crescimento da atividade de E&P no Brasil e para manter a Petrobras progredindo cada vez mais.

19 MMboe/d OIL AND GAS PRODUCTION - BRAZIL, UNITED KINGDON AND NORWAY COMPETITIVE MARKET VS. NON-COMPETITIVE MARKET Discoveries in Brazil. Discoveries in United Kingdon and Norway Regulatory Events Year of the event End Risk Alve 1st Risk Contracts Contract Grane Brent Magnus Asgard Frigg Ninian Gullfaks Heidrun Leste Urucu Oseberg Tyrihans Forties Statfiord Troll Snohvit Ekofisk Piper Frade Albacora Leste Namorado Rio Urucu Ubarana Badejo Marimbá Marlim Sul Guaricema Garoupa Merluza Marlim Albacora PROD. AC Bboe Income Per Capta: United Kingdon: US$ 45,836 Norway: US$ 83,992 Barracuda Caratinga Roncador PROD. AC Bboe Income Per Capita: Brazil: US$ 6,938 NORWAY AND UNITED KINGDON Orvin Ormen Lourge Mexilhão Guará Golfinho Carioca Argonauta Tupi Jubarte Parati BRAZIL Fig. 19 Source: BP Statistical Review 2008 and LO&G Data Bank New Petroleum Law Skarv Iara

20 Wagner Freire Tel.: (55-21) (55-21) Fig. 20