A Regulação do Contrato de Partilha do Pré-sal

Transcrição

1 Workshop da Coordenadoria Nacional das Câmaras de Geologia e Minas CCEGM do CONFEA A Regulação do Contrato de Partilha do Pré-sal José Alberto Bucheb PETROBRAS Recursos Humanos/Universidade Petrobras Gerente Geral Rio de Janeiro, 15 de agosto de 2013

2 A Cadeia Produtiva da Indústria do Petróleo Exploração Produção Transporte de Petróleo Refino Transporte de Derivados Distribuição Revenda

3 A Cadeia Produtiva da Indústria do Petróleo Exploração Produção Importação de Petróleo Importação de Derivados Transporte de Petróleo Refino Transporte de Derivados Distribuição Revenda Exportação de Petróleo Exportação de Derivados

4 A Cadeia Produtiva da Indústria do Petróleo Exploração e Avaliação Fornecimento de Bens e Serviços Desenvolvimento Produção Importação de Petróleo Transporte e Armazenamento Exportação de Petróleo Refino Processamento de Gás: Gás Natural, GNL, GTL, etc. Importação de Derivados Transporte e Armazenamento Transporte e Armazenamento Importação de Gás Exportação de Gás Exportação de Derivados Distribuição Distribuição Petroquímica Revenda Revenda Adaptado de Wolf, 2009

5 A Cadeia Produtiva da Indústria do Petróleo E&P Exploração Produção Importação de Petróleo Transporte de Petróleo Refino Exportação de Petróleo Importação de Derivados Transporte de Derivados Exportação de Derivados Distribuição Revenda

6 Ponto de Entrega (Delivery Point): o ponto no qual os hidrocarbonetos líquidos passam da mangueira do sistema de armazenamento para o flange de entrada do navio aliviador Aliviador LDA: m Óleo Umbilical Eletro-Hidráulico Água Gás Linha de Serviço

7 Resultados por Área de Negócio

8 Sequência Típica das Atividades de E&P

9 Sequência Típica das Atividades de E&P

10 $ Fluxo de Caixa Típico T de um Empreendimento de Exploraçã ção o e Produçã ção Declaração de Comercialidade Fase de Exploração Avaliação Etapa de Desenvolvimento Fase de Produção Fase Operações Risco Desembolso Natureza Exploração Exp. Stricto Sensu Alto Médio/Baixo Capex Exploração Avaliação Médio Médio Capex Produção Desenvolvimento Baixo Alto Capex Produção Prod. Stricto Sensu Baixo Baixo Opex - Abandono - Médio Capex t Desativação das Instalações e Recuperação Ambiental Adaptado de Bedregal, R.P. e Dias, F.A. Método de avaliação técnico-econômica para valoração de áreas exploratórias, p. 169, in Suslick, S.B. (org.). Regulação em petróleo e gás natural, Komedi, 2001.

11 Principais Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Acordo de Serviço com Cláusula de Risco Acordo de Participação (Joint Venture) Acordo de Partilha de Produção Concessão (Tax and Royalties)

12 Principais Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Interesses Envolvidos: Do ponto de vista do país hospedeiro (Outorgante): salvaguardar a soberania nacional sobre os recursos de petróleo e reter controle sobre seu desenvolvimento; (*) encorajar investimento estrangeiro em exploração e desenvolvimento de novos recursos; (*) obter tecnologia avançada por meio da cooperação com as empresas internacionais de petróleo; (*) garantir que as atividades de E&P se desenvolvam de acordo com as melhores práticas da indústria internacional (visando à conservação dos recursos petrolíferos e de outros recursos naturais, à segurança operacional (pessoas, equipamentos e instalações) e à proteção ambiental); obter recursos através dos mecanismos de participações governamentais (government take) para aplicação no fomento da indústria e em outras áreas. (*) Martins, Luiz A. Milani. Política e Administração da Exploração e Produção de Petróleo. p. 49. CETEM/CNPq, 1997.

13 Principais Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Interesses Envolvidos: Do ponto de vista da empresa de petróleo (*) : a aquisição de direitos se dá por licitação ou por negociação direta? qual é a estimativa do government take para o projeto em questão? quais os mecanismos e o grau de controle do país hospedeiro sobre a atividade de E&P, e.g., há garantia de livre disponibilidade do petróleo produzido, a preços do mercado internacional? qual a magnitude dos riscos (geológicos e políticos) envolvidos? (*) Pereira, Adauto C., A Abertura do Mercado Brasileiro para a Exploração e Produção de Petróleo. Monografia, FGV, 2000.

14 Os vários tipos de contratos podem ser usados para atingir os mesmos resultados econômicos, financeiros, de risco e de controle. Thomas Wälde (*) (*) Apud Ribeiro, Marilda Rosado de Sá, As Joint Ventures na Indústria do Petróleo, p. 133, Renovar, 1997.

15 RISCO GEOLÓGICO E A REPARTIÇÃO DA RENDA Em geral: Países de alto risco geológico tendem a adotar a concessão Países de baixo risco geológico tendem a optar por: Monopólio Estatal (com ou sem contratos de serviços) Regime de Partilha Regimes Híbridos Fonte: Prof. Edmar L. F. Almeida - UFRJ Grupo de Economia da Energia

16 Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de E&P Atributos Chave

17 Acordos Híbridos Agregam elementos de várias fórmulas. Predominam, na atualidade. Thomas Wälde (*) (*) Apud Ribeiro, Marilda Rosado de Sá, As Joint Ventures na Indústria do Petróleo, p. 133, Renovar, 1997.

18 Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de E&P Atributos Chave Brasil

19 A Escolha do Regime Mais Apropriado Interesses Envolvidos: País: Atrair investimentos, sem perder o controle da soberania. Empresa de Petróleo: Atingir o melhor resultado econômico possível, bem como seus objetivos estratégicos. R i s c o E M B B M E Capacidade de Investimento

20 Licitações da ANP Rodada Zero Contratos assinados em 6 de agosto de 1998 (Regras de Transição: arts. 32, 33 e 34 da Lei de Concessões do Petróleo) 1ª Rodada Licitação de junho de ª Rodada Licitação de junho de ª Rodada Licitação de junho de ª Rodada Licitação de junho de ª Rodada Licitação de agosto de ª Rodada Licitação de agosto de ª Rodada Licitação de outubro de ª Rodada Licitação de novembro de 2006 (cancelada) 9ª Rodada Licitação de novembro de ª Rodada Licitação de dezembro de ª Rodada Licitação de maio de 2013 Fatores de Licitação: - Bônus de Assinatura: 85% - Conteúdo Local: 15% Fatores de Licitação: - Conteúdo Local: 40/20% - Bônus de Assinatura: 30/40% -PEM: 30/40% - 1ª Rodada de Licitações de Áreas Inativas com Acumulações Marginais: outubro/2005-2ª Rodada de Licitações de Áreas Inativas com Acumulações Marginais: junho/2006

21 Características do Segmento de Exploração e Produção (E&P) da Indústria do Petróleo Alto Risco Elevados Investimentos Longa Maturação Estas características levam à FORMAÇÃO DAS PARCERIAS EMPRESARIAIS (Consórcios de empresas para a execução das atividades de E&P)* * Pereira, Adauto C., A Abertura do Mercado Brasileiro para a Exploração e Produção de Petróleo. Monografia, FGV, 2000, p

22 Contratos Típicos do Segmento de E&P da Indústria do Petróleo - Contrato de Concessão ANP Concessionário(s): Petrobras, BG, Shell, Exxon, Esso, etcetc. - Contratos Particulares - 1 Concessionário(s) Fornecedores de Bens e Serviços - Contratos Particulares - 2 (celebrados entre os Concessionários): Petrobras JOA/Acc.Proc. BG Esso Repsol Shell Exxon etc.

23 Blocos da Segunda Rodada de Licitações da ANP (junho de 2000)

24 Consórcios do Polo Pré-sal da Bacia de Santos Concessão Round Prospectos Empresa Operadora WI Não-Operadoras WI2 BM-S-8 2 Bem-te-vi PETROBRAS 66% Galp 14% Shell 20% BM-S-9 2 Carioca Guará PETROBRAS 45% BG 30% Repsol 25% BM-S-10 2 Paraty PETROBRAS 65% BG 25% Partex 10% BM-S-11 2 Tupi Iara PETROBRAS 65% BG 25% Galp 10% BM-S-21 3 Caramba PETROBRAS 80% Galp 20% BM-S-22 3 Tupinambá (Azulão e Guarani) ESSO 40% Hess 40% PETROBRAS 20% BM-S-24 3 Júpiter PETROBRAS 80% Galp 20%

25 DINÂMICA DO SISTEMA PETROLÍFERO DO PÓS-SAL 1000 Fundo do mar 2000 Reservatório Rochas sedimentares pós-salp sal Prof. (m) 3000 SAL (selo) Reservatório SAL (selo) 4000 Base do sal Janela de sal 6000 Embasamento Rochas geradoras Falha Falha 25 Fonte: Petrobras

26 DINÂMICA DO SISTEMA PETROLÍFERO DO PRÉ-SAL 2200 Fundo do mar Rochas sedimentares pós-salsal Profundidade (m) 3000 Topo do sal SAL (selo) 5000 Base do sal Reservatório Reservatório 7000 Embasamento Rochas geradoras Falha Falha 26 Fonte: Petrobras

27 O PRÉ-SAL Desafios de Ordem Técnica e Logística: Extração do Petróleo (lâmina d água de até m e reservatórios situados entre e m de profundidade) Distância dos Campos ao Continente (cerca de 300 km) Escoamento do Gás Produzido

28 Oportunidades para as Áreas de P&D Criação de conhecimentos, programas tecnológicos e forte integração com universidades e institutos de pesquisas: integração com a comunidade técnica brasileira e internacional Ampliaçã ção o das oportunidades de emprego, com formaçã ção o de mão-dem de- obra especializada: PROMINP: já foram investidos R$ 217 milhões e jáj foram formadas pessoas, sendo que 67% delas foram contratadas por fornecedores da PETROBRAS

29 Oportunidades industriais Novas soluções de unidades, sistemas e pólos de produção: equipamentos logística Desenvolvimento da indústria de base e expansão das empresas de engenharia: indústria naval e correlatas grandes equipamentos Estrella, 2008

30 O PRÉ-SAL Desafios Tecnológicos Superados Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório Modelagem geológica e numérica: melhor previsão do comportamento da produção Redução do tempo de perfuração de poços de 134 dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos Seleção de novos materiais: menores custos Qualificação de novos sistemas para coleta da produção: maior competitividade Separação de CO 2 do Gás Natural em águas profundas e reinjeção: redução de emissões e aumento do fator de recuperação Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta Porção americana do Golfo do México: 17 anos Bacia de Campos: 11 anos Produção total de petróleo e gás no Brasil: 2,247 milhões de barris/d 13,4% (311 mil barris/dia ) Produção total de petróleo e gás no Brasil: 2,5 milhões de barris/d Produção total de petróleo e gás no Brasil: 4,2 milhões de barris/d Mar do Norte: 9 anos

31 Produção de Óleo (bpd) Programa Arrojado de Desenvolvimento da Produção Produção (bpd) Petrobras + Parceiros 12 anos para 22 anos atingir para atingir 1 M 127 M anos bpd para atingir bpd1 M 45 bpdanos para atingir 1 M bpd anos 22 anos 27 anos 45 anos ANO 1 = Ano a Partir da Descoberta Anos a partir da descoberta Plano Pre-Sal Campos Diretor (PN ) Gigantes Histórico BC Bacia Campos de Campos Gigantes Campos BC Gigantes Histórico BCBacia Histórico de Campos Bacia Bacia de Campos de Campos Petrobras Total Petrobras Histórico Petrobras Total Total Histórico Petrobras Histórico Total Descoberta de Parati Parati (2006) (2006) Descoberta de Albacora Albacora (1984) (1984) Descoberta de Garoupa (1974) (1974) Criação da Petrobras (1954) (1954)

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33 NOVO MODELO REGULADOR Nova Província Petrolífera Volumes Expressivos Baixo Risco Exploratório Necessidade de Mudanças no Marco Legal 1. Objetivos: Maior Participação do País nas Receitas do Petróleo Maior Desenvolvimento Científico, Tecnológico e Industrial do País Maior Controle do País sobre o Ritmo de Produção do Petróleo 2. Premissas Respeito aos Contratos em Vigor Observância da Experiência e das Práticas Internacionais Novo Modelo Regulador Concessão (Lei nº 9.478/1997): pós-sal e áreas licitadas do pré-sal Partilha de Produção (Lei nº /2010 (PPSA) e Lei nº /2010): pré-sal e outras áreas estratégicas ainda não licitadas Cessão Onerosa (Lei nº /2010): pré-sal

34 Principais Fases da História da Legislação Brasileira Aplicável às Atividades de E&P 1. Regime do Monopólio Estatal do Petróleo: entre 1953 e Regime de Concessão: a partir de Novo Marco Regulatório: -Pós-sal: Concessão -Pré-sal: Cessão Onerosa Partilha de Produção

35 A área do Pré-sal definida no Anexo da Lei nº /2010

36 LEI Nº , DE 30 DE JUNHO DE 2010 Cessão Onerosa 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo

37 Gabrielli, 2009

38 Gabrielli, 2009

39 Percentual Mínimo de Excedente em Óleo para a União ANP, 2013 O percentual do excedente em óleo para a União, a ser ofertado pelos licitantes, deverá referir-se ao valor de barril de petróleo (tipo Brent) entre US$ 100,01 e US$ 120,00 e a coluna correspondente à produção, por poço produtor ativo correspondente à compreendida entre 10 mil e um barris/dia e 12 mil barris/dia. As ofertas deverão ser compostas exclusivamente com a indicação do percentual de excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo de 41,65%. O percentual de excedente em óleo para a União estará sujeito às variações do preço do petróleo (tipo Brent) e da média de produção por poço produtor. ANP, 2013

40 Principais Funções da PRÉ-SAL PETRÓLEO S.A. - PPSA (originalmente designada PETRO-SAL): 1. Administrar a comercialização da parcela de Óleo Lucro da União 2. Representar os interesses da União no Comitê Operacional, em especial no tocante à fiscalização do Óleo Custo: Participação no Comitê Operacional com Poder de Veto e Voto de Qualidade 3. Representar a União no processos de Unitização, que envolvam áreas do Pré-sal não licitadas

41 ANP, 2013 Principais Críticas das Empresas de Petróleo Ausência de correção monetária para o Custo em Óleo Percentuais de recuperação do Custo em Óleo pequenos em relação à média mundial: limite de 50% do Valor Bruto da Produção nos dois primeiros anos de Produção e de 30% do Valor Bruto da Produção nos anos seguintes Ausência de garantias de que todo o Custo em Óleo será ressarcido até o final do contrato (35 anos) Impossibilidade de prorrogação do contrato após os 35 anos de vigência Responsabilidade solidária e objetiva pelas perdas e danos causados, direta ou indiretamente, a terceiros, à União, à ANP ou à PPSA pela execução das operações Participação da PPSA no consórcio com poder de veto e voto de qualidade

42 Qual a destinação que o Estado brasileiro dará às rendas petrolíferas? - Fundo Social, que tem por finalidade: constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação, cultura, esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente e mitigação e adaptação às mudanças climáticas. evitar os efeitos do fenômeno conhecido como Doença Holandesa (a aparente relação entre a exploração de recursos naturais e o declínio do setor manufatureiro). Fonte de Recursos: parcela do bônus de assinatura nos contratos de partilha e receita obtida da comercialização do óleo excedente da União. -Royalties e Participação Especial: - União, Estados, Distrito Federal e Municípios aplicarão os recursos no montante de 75% na área de educação e de 25% na área de saúde. - Abrange os royalties e a participação especial decorrentes de áreas cuja declaração de comercialidade tenha ocorrido a partir de 3 de dezembro de 2012, relativas a contratos celebrados sob os regimes de concessão, de cessão onerosa e de partilha de produção, quando a lavra ocorrer na plataforma continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva. - Os recursos dos royalties e da participação especial destinados à União, provenientes de campos sob o regime de concessão, cuja declaração de comercialidade tenha ocorrido antes de 3 de dezembro de 2012, quando oriundos da produção realizada no horizonte geológico denominado présal, serão integralmente destinados ao Fundo Social.

43 Contrato de Concessão Capítulo V - Investimento em Pesquisa e Desenvolvimento Caso a Participação Especial seja devida para um Campo, o Concessionário será obrigado a realizar Despesas Qualificadas com Pesquisa e Desenvolvimento em valor equivalente a 1% da Receita Bruta da Produção para tal Campo. Até50% das Despesas Qualificadas com Pesquisa e Desenvolvimento poderão ser realizadas através de atividades desenvolvidas em instalações do próprio Concessionário ou suas Afiliadas, localizadas no Brasil, ou contratadas junto a empresas nacionais. O restante deverá ser destinado à contratação dessas atividades junto a universidades ou institutos de pesquisa e desenvolvimento tecnológico nacionais que forem previamente credenciados para este fim pela ANP. Resolução ANP n.º 33/2005.

44 Contrato de Partilha Cláusula Sétima - Despesa Qualificadas Como Pesquisa e Desenvolvimento e Inovação O Contratado será obrigado a destinar recursos para atividades de pesquisa e desenvolvimento e inovação nas áreas de interesse e temas relevantes para o setor de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, em valor equivalente a, no mínimo, 1,0% do Valor Bruto da Produção anual de Petróleo e Gás Natural. Pelo menos 50% dos recursos deverão ser destinados à contratação de atividades junto a universidades ou instituições de pesquisa e desenvolvimento credenciados pela ANP, para realização de atividades e projetos aprovados pela ANP em temas relevantes ou áreas prioritárias.

45 O Pré-sal e a Zona Econômica Exclusiva Fonte: O Globo, , p. 3 Fonte: O Globo, , p. 3

46 Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar ARTIGO 82 Pagamentos e contribuições relativos ao aproveitamento da plataforma continental além de 200 milhas marítimas 1. O Estado costeiro deve efetuar pagamentos ou contribuições em espécie relativos ao aproveitamento dos recursos não vivos da plataforma continental além de 200 milhas marítimas das linhas de base, a partir das quais se mede a largura do mar territorial. 2. Os pagamentos e contribuições devem ser efetuados anualmente em relação a toda a produção de um sítio após os primeiros cinco anos de produção nesse sítio. No sexto ano, a taxa de pagamento ou contribuição será de 1% do valor ou volume da produção no sítio. A taxa deve aumentar 1% em cada ano seguinte até o décimo segundo ano, e daí por diante deve ser mantida em 7%. A produção não deve incluir os recursos utilizados em relação com o aproveitamento. 3. Um Estado em desenvolvimento que seja importador substancial de um recurso mineral extraído da sua plataforma continental fica isento desses pagamentos ou contribuições em relação a esse recurso mineral. 4. Os pagamentos ou contribuições devem ser efetuados por intermédio da Autoridade, que os distribuirá entre os Estados Partes na presente Convenção na base de critérios de repartição equitativa, tendo em conta os interesses e necessidades dos Estados em desenvolvimento, particularmente entre eles, os menos desenvolvidos e os sem litoral.

47 Novas Fronteiras Exploratórias Bacias da Margem Equatorial ANP, 2013

48 Novas Fronteiras Exploratórias Shale Gas

49 IEA World Energy Outlook World Energy Outlook: - Cenário 450: prevê um cronograma agressivo de ações necessárias à limitação, no longo prazo, da concentração dos gases causadores do efeito estufa na atmosfera terrestre a 450 ppm de CO 2 equivalente. - Cenário Current Policies : assume que não haverá mudanças nas polítcas vigentes em 2012 (anteriormente referido como Cenário de Referência). - Cenário New Policies : leva em conta os compromissos e os planos anunciados por diversos países, incluindo os de redução das emissões responsáveis pelo efeito estufa e os planos para redução gradativa dos subsídios aos combustíveis fósseis, ainda que as medidas a serem implementadas tenham ainda que ser identificadas ou anunciadas.

50 CONCLUSÕES Haverá demanda por energias fósseis nas próximas décadas no cenário energético mundial, em particular por petróleo e gás natural Brasil: situação privilegiada, grandes reservas de petróleo e gás natural O aproveitamento do petróleo e gás do Pré-Sal exigirá soluções inovadoras Descoberta do Pré-Sal: grande oportunidade para o desenvolvimento industrial, tecnológico e científico do Brasil

51 José Alberto Bucheb Recursos Humanos/Universidade Petrobras Gerente Geral

52 4. Petrobras como Operadora Única x Diversidade de Empresas Operadoras