Custos e Competitividade do Setor de O&G Maio 2016
A Associação
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48 Empresas Associadas
Quatro componentes principais que impactam a cadeia O&G Ambiente Operacional Complexidade dos projetos, tipo de hidrocarboneto, profundidade dos reservatórios, características das rochas 1 2 3 4 Eficiência Excelência na implantação de projetos, eficiência operacional e integração entre os diversos elos da cadeia Custo Unitário Balanço entre oferta e demanda de produtos, serviços e equipamentos com implicação nos seus custos Inovação Colaboração, alinhamento de incentivos e desenvolvimento tecnológico 5
A convergência para projetos cada vez mais complexos em águas profundas, explica boa parte da pressão de custos na região Source: Graauw et. al. 2005 6
Relentless pursue of efficiency!... Função de retorno crescente de escala!... 7
Uma breve História no tempo O&G Brasil 8
Redução no ritmo de rodadas a partir de 2008 251 215 Número de blocos arrematados 124 12 21 34 21 101 154 117 54 37 450 Área total arrematada 195 270 (1000 km 2 ) 55 48 49 25 22 40 46 48 35 4,555 Área média por bloco (km 2 ) 3,629 2,289 1,430 1,204 217 258 776 390 889 1,257 936 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 R0 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R9 R10 R11 R12 R13 Source: ASU Rio Libra 9
Caso não ocorram novas licitações, a área em exploração nos próximos anos deve reduzir ainda mais significativamente ÁREA SOB CONCESSÃO EM FASE DE EXPLORAÇÃO 1000 Km 2 450 Mudança de regime Onshore Offshore 400 350 Média 332 000 km 2 300 250-66%* 200 150 100 112 50 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 *Assumindo que não ocorram novas rodadas; **Blocos BSEAL-1 e BSEAL-2 são considerados 50% offshore e 50% onshore Source: ANP, análise Accenture Strategy Upstream 10
A demanda não se materializou como esperado NÚMERO DE POÇOS EXPLORATÓRIOS PERFURADOS NO BRASIL* Onshore Offshore Histórico Projeção 350 345 300 250 200 150 100 50 11 7 0 1950 18 20 10 8 9 1955 45 123 114 99 97 100 102 92 94 95 87 91 91 85 79 79 77 1960 1965 1970 92 81 1975 113 97 196 146 134 276 1980 286 254 255 1985 201 186 155 135 116 106 106 99 109 95 97 93 98 82 87 81 83 73 69 61 59 1990 1995 2000 2005 165 200 192 159 236 2010 218 122 88 77 40 2015 35 30 27 27 2020 *Poços com perfuração iniciada no ano de referência Projeções assumem que não ocorreram novas rodadas de licitação Fonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream Rio 11
A redução de poços exploratórios implicará na queda do número de poços de desenvolvimento da produção nos próximos anos NÚMERO DE POÇOS DE DESENVOLVIMENTO PERFURADOS Projeção Onshore 323 457 338 392 464 250 175-78% 100 100 100 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 134 144 150 113-82% Offshore 78 57 42 40 30 27 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Fonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream 12
As dificuldades financeiras da Petrobras e a baixa atratividade ao investimento privado criaram um ambiente insustentável para a cadeia de fornecedores Deterioração da situação financeira da Petrobras Baixa da atratividade para investidores privados Alto nível de endividamento (5.3 vezes o EBITDA) Dificuldade de acesso a credito Taxa de cambio desfavorável Queda no preço do barril de petróleo RETRAÇÃO/ PARALISIA DO SETOR DE O&G NO BRASIL Politicas definidas na direção do fechamento da indústria Dependência excessiva da Petrobras e de seus investimentos Forte insegurança regulatória Politização do setor 60% de redução no plano quinquenal de investimentos Fonte: PNG Petrobras; Upstream Online; Accenture Strategy Copyright 2016 Accenture All rights reserved. 13
A flexibilização do marco regulatório e a retomada de rodadas de licitação poderiam puxar uma retomada no setor a partir de 2018 NÚMERO DE POÇOS OFFSHORE DP Exploração Sem Licitação 264 228 195 151 102 77 57 85 69 89 101 115 131 177 166 158 149 84 Os potenciais novos poços perfurados, caso forem realizadas novas rodadas de licitação, tem o potencial de: - Elevar a produção offshore 900 a 1.800 kboed em 2025 e mais 2.150 a 4.300 kboed em 2030 - Elevar o número de UEPs em 12 até 2025 e mais 33 até 2030 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Premissas: Rodada em 2017 com 12 blocos (unitização) do pré-sal e rodada em 2018 com 10 blocos do pré-sal + 13 blocos do pós-sal Fonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream Rio 14
Atividade, Preço, Efficiência & Inovação Economia de Escala Eficiência 1 2 3 4 Custo Unitário Inovação 15