A Petrobras e o Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil

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1 XII Congresso Nacional de Estudantes de Engenharia Mecânica (CREEM-2005) A Petrobras e o Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil Antonio Carlos Pereira Maia Gerente Desenvolvimento de Mercado de Co-geração e Geração Distribuída Ilha Solteira, 22 de agosto de 2005

2 As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. 2

3 Índice 1. A Companhia 2. Investimentos previstos 3. Reservas de Óleo e GN 4. Malha de Transporte de GN 5. Novas províncias e desenvolvimento da produção 6. Gás Natural na Matriz Energética 7. Crise na Bolívia 8. Conclusões 3

4 A Companhia Uma empresa integrada de energia com uma Receita Bruta de US$ 43 bilhões Exploração e Produção Refino, Transporte e Comercialização Distribuição Gás Natural e Energia Petroquímica Reservas Provadas: 11,8 bilhões boe (SEC 2004) Produção de Óleo e Gás: 2,02 milhões boed (2004) 16 Refinarias Capacidade: mil bpd Dutos: km Navios (frota própria): postos de serviço (33% do mercado brasileiro) 681 postos na Argentina 81 postos na Bolívia Vendas de Gás: 40 milhões m3/dia Capacidade de Geração Elétrica: MW Produção de Etileno: 400 mil ton/ano Produção de Estireno: 250 mil ton/ano Produção de Poliestireno: 120 mil ton/ano 4

5 Investimentos previstos no Plano Estratégico da Petrobras Plano Negócios: Investimentos: US$ 56,4 bi Geração Caixa: US$ 58,9 bi Brasil US$ 49,3 bi Captações: US$ 12,2 bi Internacional US$ 7,1 bi Amortização: US$ 14,7 bi Aprovado em 19/08/05 (AL, Oeste da África, Golfo do México) Alongamento perfil dívida / redução alavancagem financeira 5

6 Situação atual no Brasil Reservas Provadas e Área Exploratória Reservas (31/12/2004) Reservas Provadas de 13,02 bilhões (SPE) ou 10,57 bilhões boe (SEC) Relação Reserva-Produção de 20 anos (SPE) ou 17 anos (SEC) Índice de Reposição de Reservas de 170% (SPE) ou 128% (SEC) 58% não desenvolvidas Área Exploratória 149,5 mil km 2 (total) 103,9 mil km 2 (l (líquida) 6,6 bilhões boe descobertos nos últimos 3 anos 2,3 bilhões jáj incorporados às s reservas provadas 1 bilhão incorporados às reservas prováveis veis e possíveis 3,3 bilhões em avaliação exploratória ria 6

7 Malha de Transporte Atual: Quatro Regiões Isoladas GUAMARÉ/PECÉM 202 Km, 12 pol 175 km, 10 pol NORDESTE 422 Km, 12 pol URUCU - COARI 280 Km, 18 pol Manaus Belém PILAR/CABO 194 Km, 12 pol SERGIPE/BAHIA 230 Km, 14 pol Natal Recife FURADO/ATALAIA 140 Km, 10 pol 31 Km, 12 pol 51 Km, 14 pol REDUC/BELO HORIZONTE 356 Km, 16 pol BRASIL/BOLÍVIA 2589 Km SANTOS/SÃO PAULO 42 Km, 12 pol LAGOA PARDA/VITÓRIA 93 Km, 8 pol Salvador Rio de Janeiro São Paulo CABIÚNAS/REDUC 178 Km, 16 pol 120 Km, 20 pol CABIÚNAS/CAMPOS 85 Km, 6 pol CABIÚNAS/ARRAIAL DO CABO 95 Km, 8 pol REDUC/VOLTA REDONDA 100 Km, 18 pol Porto Alegre VOLTA REDONDA/SÃOPAULO 325 Km, 22 pol 7

8 Principais projetos de ampliação e integração Malha de Gasodutos do Nordeste Gasoduto Sudeste - Nordeste GASENE Gasoduto Campinas Rio de Janeiro Malha de Gasodutos do Sudeste Gasoduto Uruguaiana - Porto Alegre (TSB) Gasoduto Urucu - Coari Manaus 8

9 Integração Nordeste-Sudeste e Expansão das Malhas O aumento expressivo nos custos de investimento dos Projetos Malhas e Gasene, levou à postergação e reanálise do trecho norte do Gasene (Cacimbas-Catu), e dos gasodutos Nordestão-II e Gasfor-II (Nordeste) Projeto Malhas Sudeste Projeto Malhas Nordeste Projeto Gasene Ecomp08 Catu Ecomp07 Ecomp06 Itabuna Cacimbas-Catu 28 x 880 km Ecomp05 Eunápolis Ecomp04 BA Mucuri ES Ecomp03 Malha de Transporte BS- 500 Configuração de julho/04. Pequenas mudanças no traçado serão divulgadas em breve Cacimbas Ecomp02 Cacimbas-Vitória Vitória -Cariacica 26 x 112 km ES Ecomp01 Anchieta RJ Campos dos Goytacazes Cabiúnas-Vitória (GASCAV) Cabiúnas 28 x 287 km Dutos em reanálise (grande elevação nos investimentos previstos) Campinas-Rio março/2006 Cabiúnas-Vitória setembro/2006 Catu-Pilar dezembro/2006 9

10 A Expansão das Fronteiras Exploratórias Surgimento de Novas Províncias Produtoras Campos Descobertos até 1984 Campos Descobertos entre 1984/2001 Campos Descobertos em 2002/2003 Descobertas de Óleo & Gas em Avaliação (Óleo Pesado) (Óleo Leve) ESS-130 (Óleo Leve) poços (~6.000 m) lâmina d água (~1500 m) poços (~5.000 m) lâmina d água (~500 m) Gás Gás s e óleo leve BC-20 (Óleo Pesado) BS

11 Desenvolvimento da Produção Bloco BS-1 Mapa de Localização CABIÚNAS GUARAREMA CARAGUATATUBA BS-500 BS-1 BS-400 CAMPO DE LAGOSTA (área do ELPS-14) declarada comercialidade, com reserva de 5,2 bi m 3 de gás e 1,1 MM m3 de condensado expectativa de 500 mil m 3 /d por 10 anos escoamento utilizará o gasoduto de Merluza 11

12 Desenvolvimento da Produção CABIÚNAS Bloco BS-400 GUARAREMA CARAGUATATUBA WINT-1 BS-400 BS-500 MEXILHÃO CEDRO poços (~5.000 m) lâmina d água (~500 m) 12

13 Desenvolvimento da Produção Bloco BS-400 Poços profundos ( m), com lâmina d água entre 400 e 500 m O campo de Mexilhão (BS-400) teve comercialidade declarada em 2003 (72 bilhões m 3 de reservas provadas) Plano de Desenvolvimento provado pela ANP em jul/2004 e Projeto Conceitual aprovado em abr/05 Início previsto de operação: jul/2008; Infra-estrutura para 15 milhões m 3 /dia; Estimados 16 mil bpd de C5+ e condensado e 600 ton/d de GLP; Planta de processamento do gás em Caraguatatuba. 13

14 Bloco BS-500 Desenvolvimento da Produção CABIÚNAS GUARAREMA CARAGUATATUBA poços (~6.000 m) lâmina d água (~1500 m) BS-400 BS-500 Poços profundos (~ m), com lâmina d água em torno de m Perspectivas: Área do poço RJS-587 e Área do poço EXTN RJS-566 Planta de Processamento de Gás em Cabiúnas ou em Sepetiba 14

15 Desenvolvimento das Reservas de Gás Desenvolvimento da Produção As perspectivas de maiores ofertas de gás natural estão no Espírito Santo, Bacia de Campos e, principalmente, Bacia de Santos; A fase de avaliação das reservas da Bacia de Santos deve se estender até 2006 (o volume descoberto é estimado em 14,8 tcf ou 419 bilhões m 3 ) Embora os estudos ainda não estejam concluídos, as condições de reservatório, a profundidade dos poços e os desafios tecnológicos não permitem divisar um cenário de baixos custos de desenvolvimento das reservas da Bacia de Santos. 15

16 Desenvolvimento da produção ES e BA Peroá-Cangoá Fase 1 (Bacia do ES) capacidade 3,6 milhões m 3 /d em 2005 operação integrada à ampliação do sistema de escoamento de gás até Vitória Golfinho (gás associado a óleo leve) capacidade 2,7 milhões m 3 /d - em 2006 Peroá-Cangoá Fase 2 capacidade 5,5 milhões m 3 /d em 2007 A PARTIR DE 2010: Parque das Baleias (aproveitamento do gás associado a óleo pesado) e BS-500 na Bacia de Santos (gás natural e óleo leve) Manati (Bahia) - capacidade 6 milhões m 3 /d em

17 Reserva Provada, Produção e Oferta de GN Situação Atual do Gás Natural VOLUMES MÉDIOS M DE 2004 REMAN Terminal do Solimões Coari Porto Terminal (Urucu) RUC-4 (E&P) Porto Velho Belém São Luis BRASIL 313 bilhões m 3 (reservas Cuiabá provadas) Fortaleza Guamaré CABO PILAR Aracaju RLAM Natal João Pessoa Recife Maceió Produção de GN: 42 milhões m 3 /dia Vendas de GN: 36 milhões m 3 /dia Importação Bolívia: 20 milhões m 3 /dia Goiânia CORUMBÁ Campo Grande REPAR CURITIBA REFAP REVAP REPLAN S.PAULO GUARAREMA REGAP LAGOA PARDA RPBC RECAP S.FRANCISCO DO SUL REGÊNCIA CAMPOS VITÓRIA CABIÚNAS ARRAIAL DO CABO REDUC Fonte: Assessoria de Imprensa da Petrobras CAPACIDADE DE FORNECIMENTO PROJETADA PARA ,8 milhões m 3 /dia 30 (Bolivia) + 83,8 (Brasil) 17

18 A Importância Nacional do Gás Natural Matriz Energética A participação do gás natural na matriz energética vem crescendo rapidamente: de 5,4% em 2000 para 8,9% em 2004 PETRÓLEO E DERIVADOS 39,1% OUTRAS RENOVÁVEIS 2,7% DERIVADOS DA CANA-DE-AÇÚCAR 13,5% LENHA E CARVÃO VEGETAL 13,2% Fonte: BEN 2005 do MME HIDRÁULICA E ELETRICIDADE 14,4% GÁS NATURAL 8,9% CARVÃO MINERAL E DERIVADOS 6,7% URÂNIO (U3O8) E DERIVADOS 1,5% 12% da matriz energética em 2015 Fonte: Projeção Petrobras 18

19 Matriz Energética do Setor Automotivo milhões de tep 67,4 46,2 3% 15% 12% 24% 30% 55% 50% % 8% Diesel Gasolina Álcool GNC Biodiesel Fonte: Previsão Petrobras 19

20 Lei dos Hidrocarbonetos de Junho 2005 Cenário Político na Bolívia Mudanças Operacionais YPFB poderá realizar todas as atividades da cadeia Mediante autorização qualquer empresa pode realizar as diferentes atividades (Refino, Distribuição, M-X, etc) Eliminação dos atuais Distribuidores (não se elimina a figura do distribuidor) Obrigatoriedade de autorização para exportação YPFB único importador pode celebrar associações Criação Planificação da Política Petroleira Comitê de Produção e Demanda O Quê produzir Como produzir No limite, o governo poderá determinar Para quem produzir 20

21 Lei dos Hidrocarbonetos de Junho 2005 Mudanças Econômicas Regulação dos preços desde o petróleo a produtos finais Introdução do critério de paridade de exportação para fixação dos preços não aplicável Incentivos para conversão da matriz energética para Gás maior competitividade do GNV Mudança do Price Cap a Rate of Return Cenário Político na Bolívia Indefinições Taxa de Retorno Metodologia de cálculo Base sobre a qual será aplicada? Critérios para aprovar Opex e Capex Demora regulatória (definição e reajustes) 21

22 Conclusões A crescente inserção do gás na matriz energética brasileira é o resultado de elevados investimentos e tem propiciado o desenvolvimento da indústria do gás natural no Brasil; A Petrobras tem sido o principal investidor na indústria brasileira de gás natural e continuará realizando altos investimentos para ampliação da oferta e o desenvolvimento do mercado doméstico de gás; As novas descobertas de gás vão garantir uma oferta crescente em linha com o potencial de crescimento do mercado; Há inúmeras oportunidades de investimento no país, em todos os segmentos e em particular no upstream, mas dependem da estabilidade regulatória e da possibilidade de retorno do capital empregado; O forte crescimento na demanda de gás natural decorre da sua alta competitividade frente aos energéticos substitutos; Importância do preço como sinalizador aos diversos agentes econômicos nas decisões de produção e consumo, devendo ser coerente com o custo de oportunidade do produtor e do consumidor. 22

23 Antonio Carlos Pereira Maia O DESAFIO É NOSSA ENERGIA 23

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