O setor de petróleo e gás no Brasil

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1 O setor de petróleo e gás no Brasil Décio Oddone Diretor Geral Rio de Janeiro, 04 de dezembro de 2017

2 Aviso Este documento foi preparado pela ANP e apresenta as melhores estimativas, com base nos dados disponíveis. Entretanto, não há garantia de realização para os valores previstos ou estimados. Os dados, informações, opiniões, estimativas e projeções apresentados neste documento são sujeitos a alteração sem prévio aviso.

3 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

4 Penalties Criteria A indústria de óleo e gás no Brasil Os números não refletem o potencial do país 50% 11% da Oferta Interna de Energia do PIB Industrial (CNI, 2014) 10 º R$295 Maior produtor mundial de petróleo, maior da América Latina blocos 443 campos 105 grupos de empresas Bilhões em investimentos anuais Milhões de empregos Bilhões em participações governamentais ( )

5 Três Ambientes de E&P Pré-Sal Um dos melhores plays exploratórios do mundo, com as maiores descobertas offshore de óleo na última década 1 Offshore Convencional Toda a Margem Leste (além do pré-sal) e a Margem Equatorial Onshore Bacias Maduras e de Nova Fronteira (boa parte propensas a gás) 2 3

6 Setembro, 2017 Produção 3,3 Milhões boe/d Petróleo 2,65 Milhões bbl/d Gás 114 Milhões m³/d Produção Média (até Setembro, 2017) Média (até Setembro, 2017) Pré-Sal 48% Mil boe/d Offshore Convencional Onshore 44% 8% Pre-Salt Pré-sal Post-Salt Offshore Offshore(pós-sal) Onshore Brasil Brazil Onshore

7 Três Ambientes de E&P Ambiente Nºde Poços Produtores Produção de Óleo (mil bbl/d) Produção Média de Óleo por Poço (bbl ( bbl/d) Pré-Sal Mar Convencional Terra * Boletim da Produção de Setembro/2017

8 Reservas Provadas 15 Bilhões boe Dezembro, 2016 Petróleo 12,6 Bilhões bbl Gás 379 Bilhões m³ Reservas Provadas de Óleo 44% 51% 5% Pré-Sal Onshore Offshore (pós-sal) Reservas Provadas de Gás 32% 51% 17% Pré-Sal Onshore Offshore (pós-sal) Pré-Sal Offshore Convencional Onshore 51% 42% 7%

9 Pré-Sal Potencial Petrolífero Offshore Onshore ~ % % 315 Poços Campos em Produção Poços Área Contratada Campos Poços Área Contratada Campos Reservatórios Carbonáticos de alta qualidade AltaProdutividade por poço Grandes Estruturas: bilhões de barris de óleo in place Margem Leste: potencial para descobertas de óleo nos reservatórios turbidíticos do Cretáceo Superior ao Paleogeno Margem Equatorial: potencial para descobertas de óleo leve nos reservatórios turbidíticos do Cretáceo Superior nas bacias de nova fronteira BaciasMaduras (Potencial Remanescentes) Bacias de Nova Fronteira Bacia do Solimões : Potencial para óleo leve Outras Bacias: Potencial para gás

10 Objetivo: atrair empresas específicas para cada ambiente O modelo de uma única empresa integrada descobrindo, desenvolvendo e operando um campo de petróleo ou gás até desativá-lo, está sendo Pré-Sal Mar Convencional Terra substituído.isso é ilustrado pelo surgimento de especialistas em exploraçãoe de empresas operadoras de campos maduros. (2017 Oil and Gas Trends Strategy&) Supermajors Grandes Empresas Grandes Empresas Especialistas em Exploração Operadores de Campos Maduros Empresas de Pequeno e Médio Porte Operadores de Campos Maduros Suportadas por fundos de investimentos e demandando fornecedores e empresas de serviço. Suportadas por fundos de investimentos e demandando fornecedores e empresas de serviço.

11 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

12 Pré-Sal Asmaiores maiores descobertas offshore de óleo na última década Mesmo com apenas uma 63% oferta área em 10 anos (Libra) das descobertas mundiais de óleo em águas profundas e 36% das descobertas mundiais de óleo (2010/2014) As próximas rodadas de licitação oferecerão blocos com potencial para grandes descobertas no pré-sal

13 É preciso acelerar a produção no pré-sal para recuperar o tempo perdido Blocos em oferta nas próximas rodadas contêm algumas das 41 áreas excluídas da 9ª Rodada de Licitação em 2007 A exclusão dos blocos provocou a postergação/perda de bilhões de reais em participações governamentais e tributos Se a exploração tivesse sido acelerada em 2007: R$ 520 B Poderiam ter sido arrecadados: Royalties, PE, IR, Bônus e P,D&I 4,3 MM bbl/d poderiam ter sido colocados em produção até 2018 R$ 600 B Investimentos diretos 30 plataformas até 2017 A maior oportunidade perdida em uma geração

14 A produção brasileira no pré-sal responderá pela maior parcela do crescimento da produção não-opep na próxima década. De acordo com a Rystad Energy/NORWEP, o Brasil será o maior mercado offshore do mundo nos próximos 4 anos Potencial para contratar mais de 30 unidades nos próximos dez anos Blocos com grande potencial estão sendo oferecidos nos próximos leilões de partilha e serão rapidamente desenvolvidos Somente alguns campos em produção sob o regime de concessão(bid0 e BID2) A produção no pré-sal crescerá significativamente

15 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

16 Situação da produção marítima no Brasil PRODUÇÃO MARÍTIMA DE ÓLEO NO PÓS-SAL SAL Bacia de Campos Bacias de Santos e ES Bacias do Nordeste Campos (2010/2017) Óleo (mil bbl/d) % 594 mil bpd Santos (2014/2017) 41% Óleo (mil bbl/d) SEAL (2014/2017) 61% ES Santos SEAL RNCE Se não fossem os blocos do pré-sal ofertados na 2ª Rodada de Licitações em 2000

17 Perspectiva de Produção Média Mundial Offshore Convencional 24 % Potiguar/Ceará Santos Campos Camamu Espírito Santo SEAL Fator de Recuperação da Bacia de Campos FR Final Fração Recuperada 0% 10% 20% 30% 40% 1% adicional no fator de recuperação da Bacia de Campos: R$26B Novos Investimentos Necessidade de aumentar a produçãoe o fator de recuperação R$16B Royalties 1Bboe Reservas

18 MARGEM EQUATORIAL Foz do Amazonas Barreirinhas Perspectiva Exploratória Ceará Offshore Convencional Pará/Maranhão Sergipe-Alagoas Jacuípe Camamu-Almada Jequitinhonha Cumuruxatiba ES Potiguar Mucuri Bacia de Pernambuco/ Paraíba sem um único poço 1 Menos de 5%de área contratada Área: ~ 2,5 milhões km² Área Contratada: ~ 0,09 milhão km² 2 Santos Campos MARGEM LESTE Bacias de Nova Fronteira Potencial Remanescente em Bacias Maduras Pelotas Necessidade de aumentaras atividades exploratórias nas Margens Leste e Equatorial

19 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

20 Situação da produção terrestre no Brasil Produção de Óleo Terrestre Poços Perfurados em Terra Óleo (mil bbl/d) (2010/2017) 30% (2015/2017) 80% *Até 22/11/ Necessidade de reativaras atividades terrestres, desenvolvendo uma indústria de pequeno e médio porte

21 Revitalização de Campos Maduros 312 campos terrestres 1% adicional no fator de recuperação terrestre: R$3B Royalties Média Mundial R$5B Novos Investimentos 200Mboe Reservas 50% dos campos terrestres têm produção há mais de 25 anos Potiguar Recôncavo Espírito Santo SEAL Onshore 0% 10% 20% 30% 40% FR Final Fração Recuperada

22 Exploração em áreas terrestres Necessidade de aumentar as atividades exploratórias em áreas terrestres, estimulando a busca pelo gás natural em bacias de nova fronteira e destravando a discussão do aproveitamento dos recursos não-convencionais Bacias Maduras: potencial remanescente Bacias de Nova Fronteira (potencial) Bacia do Solimões: óleo leve Outras Bacias: gás Blocos Terrestres Arrematados 210 Número descrescente de blocos arrematados Onshore Área:~ 5 milhões km² Rod 1 Rod 2 Rod 3 Rod 4 Rod 5 Rod 6 Rod 7 Rod 9 Rod 10 Rod 11 Rod 12 Rod 13 Rod 14 Área Contratada: 0.17 milhões km² Blocos: 194

23 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

24 Principais medidas para incentivar as atividades exploratórias Fim da operação única da Petrobras Calendário de Rodadas Oferta Permanente 04 Extensão da Fase Exploratória (R11 e R12)

25 Principais medidas para fomentar a revitalização de campos maduros no curto prazo Fomentar a cessão de direitos (vendade ativos da Petrobras) Regulamentar o RBL(Reserve Based Lending) Regulamentar a Redução de Royaltiessobre a produção incremental Prorrogar a Fase de Produção dos Contratos

26 Outras importantes medidas para destravar investimentos no curto prazo Cessão Onerosa Negociação com a Petrobras + 6 a15 Bilhões boe excedentes Conteúdo Local Regulação do Waiver Acelerar o desenvolvimento de projetos/reservas R$ -2,6 2,6B em participações governamentais/tributos a cada ano de atraso Melhorias regulatórias Regulação, editais e contratos serão adaptados para cada ambiente de E&P

27 Investimentos Potenciais em Desenvolvimento da Produção (2017/2027) Contratos Vigentes + Novos Contratos até 2019 (Novas Unidades de Produção Offshore) Recuperação de Campos Maduros 39 Novas Plataformas R$344 bilhões de potenciais investimentos no Brasil R$845 bilhões de potenciais investimentos em D&P 1% adicional no fator de recuperação: US$11B Royalties US$18B Novos investimentos 2,2Bboe Reservas Próximos dez anos ( ) R$100Bi em receitais anuais governamentais em 2030

28 As rodadas de 2017 consolidam o início da retomada do setor 7,98 R$ milhões em bônus de assinatura 8 áreas arrematadas Bônus recorde! 3,84 R$ bilhões em bônus de assinatura 37 áreas arrematadas Bônus recorde! R$ 6,15 bilhões em bônus de assinatura 6 áreas arrematadas Alíquotas recordes! R$200Biou +50% na expectativa de receitas governamentais

29 Rodadas ª Rodada de Licitações 4ª Rodada de Partilha Oferta Permanente 29/03/18 07/06/18 Nov/2018

30 15 ª Rodada de Licitações 70 Blocos Km² Área 8 Bacias Block on Offer Ceará Potiguar Sergipe-Alagoas Campos Santos Parnaíba Paraná Áreas Offshore Bacias Terrestres de Nova Fronteira

31 15 ª Rodada de Licitações Margem Equatorial Margem Leste 7 Blocos Ceará 12 Blocos 13 Blocos Sergipe- Alagoas Potiguar 8 Blocos 9 Blocos Santos Campos 12 VOIP nãoriscado: Bbbl Potencial para descobertas gigantes no pré-sal (Prospectos de Saturno e Titã)

32 4 a Rodada do Pré-sal Play Pré-Sal Itaimbezinho Dois Irmãos 17 Bbbl 5 Blocos VOIP não riscado Uirapuru Três Marias Saturno Potencial para descobertas gigantes Baixo Risco

33 Oferta Permanente Primeira Onda 846 Blocos Km² Área 15 Áreas Maduras Resolução CNPE nº 17/2017 autoriza a oferta de áreas devolvidase blocos exploratórios não arrematadosem leilões (excluem-se as áreas dentro do polígono do pré-sal e estratégicas)

34 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

35 Matriz Energética m³/d GN: 12,3% da oferta interna de energia GN: 7,4% do consumo final de energia

36 Oferta de Gás Agosto, Milhões m³/d Oferta de Gás Natural Nacional e Importada Média de 2017 Em milhões de m³ Média 2017* ago/17 Prod. Nacional Importação da Bolívia Importação de GNL Produção Nacional Importação Bolívia Importação de GNL 69% 27% 4% * Até Agosto/2017

37 Em milhões de m³ Demanda de Gás Agosto, Milhões m³/d Consumo do gás natural por setor Média 2017 ago/17 Industrial Automotivo Geração Elétrica Cogeração Outros Demanda Total Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural (ago/2017) Consumo por Setor (Ago ( Ago/17) Industrial 42 Geração Elétrica Automotivo Cogeração Outros % 46% 5% 3% 3%

38 Infraestrutura Km de dutos de transporte Fonte: MME

39 Reservas de Gás Dezembro, Bilhões Reservas Provadas de Gás 32% 51% 17% 379 bilhões m³ 638 bilhões m³ Volumes significativos descobertos no présal ainda não contabilizados + Cronograma de oferta de áreas de elevado potencial Pré-Sal Onshore Offshore (pós-sal) 12/2016 (reservas provadas) 12/2016 (reservas totais) Futuro

40 Aumento da Oferta Nacional de Gás Natural Oferta anual de áreas de elevado potencial Novas tecnologiasem desenvolvimento para aproveitamento do gás contaminado Reservas significativas do pré-salem desenvolvimento Potencial de mais 30unidades de produção iniciarem operação na próxima década - Áreas da Cessão Onerosa entrarão em produção no curto prazo Potencial de GN em áreas terrestres (convencional e não convencional)

41 Caminhos para viabilizar o aproveitamento do gás nacional Necessidade do Brasil não se comprometer com o gás importado no longo prazo (ex: contratos para geração térmica com horizontes menores) Aumento da oferta de gás doméstico competitivo nos próximos anos Necessidade de uma política de incentivo à demanda de gás natural, com diversidade de usos Necessidade de maior integração com o setor elétrico, de forma a maximizar os resultados de ambas os setores. A regulação deve considerar as particularidades inerentes ao modelo reservoir-to-wiree os desafios da produção de gás associado. É preciso agir estrategicamente para viabilizar o mercado futuro de gás natural e monetizar as reservas existentes

42 Reposicionamento da Petrobras HOJE: PETROBRAS COORDENADORA E SUPRIDORA FUTURO: CONCORRÊNCIA Produção escoamento UPGN Adquire 99,8% da produção dos produtores privados Regaseificação 100% Import. GNL Import. Bolívia Produção escoamento UPGN Aumento do nº players > Concorrência: Acesso às infraestruturas essenciais Regaseificação Estocagem transporte 100% Import. Bolívia -Tarifas de transporte aprovadas pela ANP - Desverticalização transporte Import. Bolívia Aumento do nº agentes City gate Distribuidoras Participação em 20 das 26 distribuidoras City gate Distribuidoras Diversificação na comercialização Petrobras assume 100% do risco Agentes do mercado compartilham o risco na oferta e no transporte de gás natural

43 Programa GÁS PARA CRESCER 01 Novo desenho do mercado de gás natural 02 Aperfeiçoamento das Regras Tributárias 03 Integração Setores Elétrico e Gás Natural Aprimoramento do arcabouço normativo do setor de gás, tendo em vista a redução da participação da Petrobras

44 Situação do gás natural no Brasil Necessidade de priorização do gás doméstico em detrimento do gás importado (GNL) Aumento da oferta de gás doméstico (pré-sal) Infraestruturainsuficiente para um país de dimensão continental Oportunidades para Investimentos em terminais, UPGNs e gasodutos 05 Maior consumo na geração de eletricidade/ Necessidade de se buscar novos usos 06 Distribuidoras contratando diretamente o gás boliviano (2019) Reposicionalmento da Petrobras 01 1ª vez: um mercado aberto, diversificado e competitivo 07 Novas políticas regulatórias (Gás para Crescer)

45 Agenda 01 Ambientes Sample text E&P 01 Ambientes E&P Pré-Sal Offshore Convencional Onshore Medidas em Andamento 06 Gás Natural 07 Conclusão

46 Setorde O&G no Brasil desde a década de 50 Exploração e Produção Monopólio Petrobras Contratos de Risco: impacto mínimo Downstream,, logística e gás natural Fim do Monopólio (Lei do Petróleo) Rodadas de Licitação (contratos de concessão) Nova Lei do Pré-Sal (Operação Única da Petrobras Contratos de Partilha) Nova Política de E&P Reposicionamento da Petrobras (foco em grandes campos marítimos) Monopólio Petrobras Fim do Monopólio (Lei do Petróleo) Petrobras mantém a posição dominante Reposicionamento da Petrobras (a favor de um mercado aberto e competitivo)

47 Setor de O&G no Brasil em 2017 Oportunidade Única no E&P: - imediata certificação de reservas - rápido desenvolvimento da produção - aumento das reservas e da produção Cronograma de Rodadas e Oferta Permanente Necessidade de fornecedores e prestadores de serviços adicionais Pela primeira vez uma abertura efetiva do mercado de gás natural Refino e abastecimento: criação de um mercado competitivo, aberto e diversificado Plano de Desinvestimento da Petrobras Mercado Diversificado e Competitivo Aprimoramentos nas Políticas Energéticas e na Regulação Desenvolvimento de uma cadeia de fornecedores e serviços diversificada e competitiva Trata-se, potencialmente, da maior transformação no setor, complementando a abertura iniciada em 1997

48 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis - ANP Av. Rio Branco, 65, 21andar Rio de Janeiro Brasil Telefone: +55 (21)