OS DESAFIOS NO ONSHORE BRASILEIRO

Transcrição

1 OS DESAFIOS NO ONSHORE BRASILEIRO

2 AGENDA ABPIP E SEUS OBJETIVOS PREMISSAS OS PRINCIPAIS DESAFIOS

3 ABPIP E SEUS OBJETIVOS Breve histórico Principais iniciativas A lei /2010 art 65 O Onshore e o REATE

4 ABPIP E SEUS OBJETIVOS MODELO DO MERCADO DE P&G DO BRASIL DO DE P&G

5 ABPIP E SEUS OBJETIVOS

6 PREMISSAS Necessidade de liderança deste processo (SPG/MME); Constituir o programa Revitalização da atividade de exploração e produção de áreas terrestres - REATE, para acompanhamento e controle de sua evolução. Alinhamento de proposito do destravamento do setor com agentes ANP e Petrobras, no que couber); Vontade politica para fazer o que precisa ser feito (todos conhecem os gargalos e as soluções possíveis, vide notas técnicas MME e ANP 2010)

7 PREMISSAS (Nota técnica MME e Oficina ANP 2010)

8 PREMISSAS (Nota técnica MME e Oficina ANP 2010)

9 PRINCIPAIS DESAFIOS A) Demandas de baixa complexidade B) Demandas de media complexidade C) Demandas de maior complexidade D) Demandas relacionadas ao processo de venda dos campos terrestres da Petrobras

10 A) Demandas de baixa complexidade Dependem exclusivamente de vontade politica de fazer e devem ser encaminhadas e/ou resolvidas no curto prazo.

11 1. Criação de uma superintendência de campos terrestres no âmbito da ANP; 2. Dar continuidade de oferta regular de campos e áreas para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural por empresas de pequeno e médio porte, com maior previsibilidade e menores incertezas. 3. Resolver a questão da comercialização do petróleo via entendimento com a Petrobras. 4. Eliminar as exigências regulatórias desproporcionais aos ativos de campos terrestres (seg. operacional, medição, SGIP)

12 5. Declaração de origem em substituição ao certificado de conteúdo local para efeito de validação nos contratos existentes. 6. Alteração da regulação dos preços de referencia para efeito de recolhimento de royalties para evitar valores recolhidos sobre um preço superior ao de venda do óleo produzido. 7. Utilização de alíquotas mínimas permitidas pela legislação para a próxima rodada de licitação de campos terrestres. 8. Extensão de prazos para cumprimento de investimentos em blocos exploratórios em concessões existentes, quando demandado pelo concessionário.

13 B) Demandas de media complexidade. Dependem de entendimentos com outros órgãos do executivo e/ou de estudos, que devem ser encaminhadas e/ou resolvidas no médio prazo ao longo de 2017).

14 1. Promover o acesso a linhas de financiamento dos programas e fundos de desenvolvimento do Governo Federal para a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural envolvendo revitalização de campos terrestres e de atividades exploratórias em bacias maduras; 2. Adequar o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados à Exploração e à Produção de Petróleo e Gás Natural REPETRO, de modo a estender tais benefícios para as atividades em bacias terrestres 3. Desenvolver um marco regulatório para campos terrestres com legislação especifica baseado na razoabilidade, revendo o arcabouço existente, inclusive quanto a alíquotas de royalties para petróleo e gás dos contratos existentes e futuros;

15 4. Plano diferenciado de acesso de dados técnicos para associações de empresas, universidades etc. 5. Adequação do modelo de contrato de concessão e dos editais das rodadas da ANP. 6. Os campos marginais e blocos exploratórios selecionados para o processo de licitação permanente serão sustentados em manifestação conjunta da ANP e órgão ambiental, não devendo incluir áreas com restrições ambientais relevantes.

16 7. Adotar soluções contratuais, menos onerosas para a questão das garantias prestadas pelo concessionário a ANP, para os contratos existentes. 8. Unificar o marco regulatório para o licenciamento ambiental federal de petróleo e gás natural, introduzindo dispositivo capazes de aumentar a agilidade, a eficiência e a transparência do processo de licenciamento ambiental dessas atividades 9. Revisão da regulação para unificação de campos de gás não associado

17 10.Alteração regulatória e definição expressa das modalidades autorizadas para exploração de recursos convencionais, utilizando modalidades de estimulação vertical, historicamente praticadas no ramo upstream no Brasil e que foram equivocadamente afetadas pela judicialização da estimulação horizontal de recursos não-convencionais. 10.Revisão da regulação quanto aos conteúdo local percentuais, penalidades x bônus (PEDEFOR); 11.Revisão dos prazos de garantia de suprimento de gás para projeto de geração de energia via térmica (Gás para crescer);

18 13. Harmonização entre as regulações estaduais e federal para o mercado de gas (Gás para crescer); 14. Garantia de disponibilização de recursos da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da ANP para financiamento de projetos tecnológicos potencialmente capazes de alavancar investimentos no E&P onshore;

19 C) Demandas de maior complexidade Dependem de reforma legal e envolvem o congresso, que devem ser encaminhadas e/ou resolvidas no médio/longo prazo ate final de 2018).

20 1. Articulação com a Frente Parlamentar do Congresso Nacional de Petróleo e Gás, visando o aprimoramento e a tramitação do projeto de lei 4663/ Criação da categoria do agente econômico Comercializador de Petróleo na cadeia de E&P. 2. Equacionamento das questões relacionadas a viabilização da produção não-convencional no Brasil.

21 D) Demandas relacionadas ao processo de venda dos campos terrestres da Petrobras Embora reconheçamos que a Petrobras deve buscar o seu melhor interesse na venda de ativos de campos em operação que não mais estejam dentro do seu foco, cabe ao Estado através dos seus órgãos de administração direta e agências reguladoras, neste caso MME, ANP, CADE, etc... garantir que os interesses maiores da sociedade estejam garantidos nesse processo

22 1. Abandono de poços e instalações Os passivos ambientais e as obrigações de abandono relativas aos campos não deveriam serem repassados integralmente para os novos operadores. Os custos de abandono, na maioria dos campos é bastante significativo e as questões relacionadas a este passivo ambiental muito relevantes para a sociedade. É preciso que se formule uma política de abandono que possibilite o adequado financiamento destas atividades, que garanta a responsabilidade dos operadores, e a execução adequada de um plano de abandono, e que esta tarefa não onere de tal forma os custos de operação que inviabilizem ou restrinjam investimentos adicionais pelos novos operadores independentes.

23 2. Utilização regulada de infraestrutura das bacias e condições de compra - A operação da infraestrutura de escoamento e refino sendo atividades monopsonicas no Brasil, faz com que os produtores independentes obtenham preços, condições de vendas e operação logística draconianos. Ao nosso ver a ANP, CADE etc, devem regulamentar o uso da infraestrutura e garantir que sejam adotados critérios de mercado na comercialização do óleo produzido em bacias maduras por produtores independentes, por meio de quotas a serem processadas pelas refinarias, nos moldes como é feito para biocombustíveis

24 OBRIGADO ANABAL SANTOS JR Vamos precisar de todo mundo Um mais um é sempre mais que dois Pra melhor juntar as nossas forças Sal da Terra Beto Guedes