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Perspectivas para a indústria de petróleo e gás no Brasil:Uma análise das lições apreendidas no Mar do Norte e da retomada das rodadas de licitações em 2013

TMRio2016

2 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 3

Introdução 04

Parte I – Lições aprendidas no Mar do Norte

• Noruega 06

• Inglaterra 07

• Brasil 08

Parte II – Perspectivas para novas rodadas

• Desafios para o desenvolvimento do pré-sal 09

• Alternativas de investimento para o capital estrangeiro 10

Parte III – A retomada da indústria com as rodadas de 2013

• 11ª rodada da ANP 12

• 1ª rodada do pré-sal da ANP 16

• 12ª rodada da ANP 17

Considerações finais 19

Contatos

Carlos Assis Sócio do Centro de Energia e Recursos Naturais +55 21 3263 7117 [email protected]

Alexandre Rangel Sócio de Consultoria + 55 21 3263 7228 [email protected]

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Introdução O ano de 2013 se destacou pelo retorno das rodadas de licitações de petróleo e gás no mercado brasileiro, que desde 2008 (10ª rodada) tinham sido suspensas.

A confirmação da existência de imensas reservas no pré-sal não só motivou que empresas estrangeiras pusessem os olhos no Brasil, mas também levou ao surgimento e desenvolvimento de empresas nacionais de pequeno e médio porte.

A pergunta a nos fazer é: o que podemos esperar para os próximos anos?

Nos últimos 13 anos, as rodadas de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tiveram como principais objetivos a ampliação das reservas e a redução da dependência externa em petróleo e gás natural.

Após cinco anos sem rodadas de licitações para exploração e produção de petróleo e gás natural e com grandes desafios no pré-sal por serem conquistados, o Brasil retomou o processo licitatório.

Esse período de inatividade em termos de licitações foi interessante para que a Petrobras (empresa na qual o governo detém 51% de participação) buscasse fôlego financeiro para desenvolver a área de Libra, dado que ao começar a fase de desenvolvimento da produção já terá passado a fase de investimentos pesados nos campos da cessão onerosa e dos primeiros blocos do pré-sal. Porém, a produção projetada estará acima dos níveis atuais, e a indústria brasileira que fornece bens e presta serviços para a fase de desenvolvimento de produção terá aumentado seu nível de maturidade.

Do ponto de vista legal, a retomada das licitações por parte da ANP motivou uma revisão no modelo de regulamentação da exploração e produção petrolífera. Em 2010, a Lei nº 12.351 instituiu o regime de partilha para o polígono do pré-sal e para outras áreas que venham a ser consideradas estratégicas para o Brasil. As demais áreas com potencial de óleo e gás – cerca de 97% das bacias sedimentares brasileiras – permanecem sob o regime de concessão regido pela Lei nº 9.478 ou o regime de cessão onerosa regido pela Lei nº 2.045.

Regime de partilhaPelo contrato de partilha de produção previsto para a exploração dos campos do pré-sal, a propriedade do petróleo extraído é exclusiva do Estado. Cabe ao contratante explorar e extrair o petróleo, às suas expensas, em troca de uma parte do petróleo extraído. As reservas não extraídas permanecem como propriedade do Estado.

O contratante assume todos os custos e riscos da exploração, bem como é o único que opera a exploração, não possuindo qualquer direito de indenização por parte do Estado caso o campo explorado não seja comerciável. Os custos e riscos são assumidos pelo contratante em troca de uma partilha da produção resultante.

É admissível o pagamento de bônus de assinatura na partilha de produção, mas a prática mais comum é não pagar bônus: vence a licitação o contratante que conferir uma maior participação, em favor do Estado, no volume de petróleo produzido. A parte da produção que cabe ao Estado é retida e vendida ou armazenada por ele próprio, mas o Estado poderá se valer de uma empresa estatal para gerenciar a comercialização de seu petróleo ou mesmo poderá contratar o próprio explorador do campo para administrar e comercializar o petróleo de sua propriedade.

Regime de concessãoDe acordo com o regime de concessão vigente nos antigos contratos de exploração, a propriedade do petróleo extraído em uma determinada área (o bloco objeto da concessão) por um certo período de tempo (em regra, de 20 a 30 anos) é exclusiva do concessionário, em troca de uma compensação de natureza financeira.

Por se tornar proprietário do petróleo extraído, deverá o concessionário pagar ao Estado, em dinheiro, os tributos incidentes sobre a renda (imposto de renda, contribuições etc.) e os royalties – remuneração incidente sobre a receita bruta auferida com a produção do petróleo –, a serem pagos em dinheiro ou em petróleo.

Admite-se, ainda, o pagamento pelo concessionário ao Estado de outras taxas, tais como bônus de assinatura (pago na assinatura do contrato de concessão), participação especial (sobre lucros extraordinários do projeto de exploração e produção de petróleo, se níveis elevados de petróleo forem produzidos) e taxa por ocupação ou retenção de área.

Regime de cessão onerosaA cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P, por sua conta e risco, em determinadas áreas do pré-sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.

O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo as melhores práticas da indústria do petróleo, e a Petrobras pagará à União este valor. Segundo o projeto de lei,

o pagamento da Petrobras ao governo poderá ser feito por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço será fixado segundo o valor de mercado.

Quanto aos critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa, serão estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, a partir de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras internacionais, observadas as melhores práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados laudos técnicos.

Processo na cadeia de valor após uma rodada

O desenvolvimento do Brasil no segmento de petróleo e gás abriu espaço para o surgimento de novas empresas para atuar no processo de exploração e produção. Os desafios e as novas descobertas geram a necessidade de novas tecnologias para dar suporte não só na fase de informação de reservatórios (leitura de dados sísmicos, imaging de reservatório etc.), mas também nas diferentes fases como afretamento e operação de sonda, perfuração e completação, serviço de engenharia, e o suporte logístico como transporte aéreo e bases de apoio.

A criação de políticas corretas que incentivem o mercado local é o que dará suporte para o surgimento de fornecedores capacitados a ofertar produtos e serviços aos principais atores do mercado brasileiro. É de grande importância a implantação de medidas corretas que gerem um ambiente que estimule a concorrência com o objetivo de fortalecer e desenvolver a indústria.

Exemplo de uma cadeia complexa de exploração e produção

Naval EAMs

M&E industriais (investimento, reposição)

Contratação EAMs / Transporte aéreo / Base de apoio

Insumos para perfuração e completação

Equipamentos perfuração e ferramental

Proj, Fab e Inst de Módulos e Topsides p/ Sondas / UPs

Eq. subsea e ferramental

Casco Sondas / UPs Dutos de exportação Navla AliviadoresNaval Sismicos

Bens

Fonte: EY

Interpretação e processamento

Perfuração e Completação

Serviços Subsea (Instalação)

Serviços Manutenção (topside, subsea)

Aquisição de Dados Afretamento / Operação de Sonda

Geologia & Geofísica (G&G)

Unidade de Produção (UP)

Perfuração, Avaliação e Completação

Sistema de Coleta da produção Produçõa e Manutenção

Exploração ProduçãoDesenvolvimento da produção

Serviços

6 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 7

Parte I • Lições aprendidas no Mar do NorteTendo em vista que o Brasil tem hoje uma produção de petróleo de 2 milhões de bp/d (barris de petróleo por dia) e que os desafios do pré-sal duplicariam esses valores de produção até 2020, poderíamos afirmar que o Brasil tem como desafio o desenvolvimento de uma produção do tamanho da Noruega.

Recentemente a EY realizou um estudo referente à atuação da Noruega e da Inglaterra no Mar do Norte. A área a ser explorada foi a mesma, mas os dois países tiveram diferentes resultados.

O estudo foi estruturado sobre três pilares considerados fundamentais para o desenvolvimento da indústria de petróleo e gás:

• Desenvolvimento da indústria nacional: políticas do governo para consolidar a indústria.

• Pesquisa e desenvolvimento: estratégias de inovação e tecnologia adotadas para dar suporte ao desenvolvimento da indústria.

• Tributações: política tributária adotada para o fortalecimento da indústria.

O estudo realiza uma análise de cada um dos países. Trazemos aqui alguns pontos relevantes que poderão nos ajudar a entender o que se poderia esperar do Brasil e suas grandes reservas de petróleo e gás.

Estatísticas

Noruega Inglaterra

►Produção e reservas►►►

• Produção de petróleo: 2,1 MM b/d • Produção de petróleo: 1,3 MM b/d

• Produção de gás: 0,3 bi m3/d • Produção de gás: 0,15 bi m3/d

• Reservas de petróleo: 5,2 bi barris • Reservas de petróleo: 5,5 bi barris

• Reservas de gás: 2,042 bi m3 • Reservas de gás: 520 bi m3

►Contribuição para a economia►►►►►►

• Contribuição 2010: $ 87 bi • Gera cerca de $ 12,4 bi ao ano em impostos

• Participação no PBI: 21% • Geração de empregos diretos e indiretos: 350.000 (1,2% do total)

• Ingresso do governo: 26% • Empresas offshore: 133

• Total investimento: 26% • Representa menos de 3% da renda bruta nacional

• Fluxo de caixa para o governo: $ 45 bi

• Empregos gerados: 200.000

• Empresas offshore: 90

Fase de início Fase de crescimento Fase de maturação

►• Rodadas de concessão para controlar o desenvolvimento (1965)

►• Criação da Statoil e do Diretório de Petróleo da Noruega (NPD) para proteger o interesse do Estado (1972)

►• Criação do Ministério de Energia e Petróleo para representar os interesses das autoridades da Noruega (1978)

►• Desenvolvimento da Hydro e Saga como operadora, criando um ambiente de concorrência (1979)

►• Maior foco em segurança e meio ambiente

►• Políticas para aumentar a recuperação de petróleo

►• Maior enfoque no gás e no transporte para a Europa

►• Privatização parcial da Statoil (2001)

Noruega

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 20100

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1.0001.2001.4001.6001.8002.000

Prod

ução

milh

ões

de b

oe

Noruega - Produção

Petróleo

Gás

O resultado obtido de uma mesma área de petróleo e gás pelos dois países foi claramente produto da política que cada um deles decidiu pôr na prática.

Os dados apresentados demonstram que a política da Noruega foi baseada no fortalecimento da indústria, porém a sua produção teve um ritmo de desenvolvimento mais lento, respeitando os tempos nas diferentes fases da exploração e produção. Esse desenvolvimento da produção com passos firmes permitiu ao país desenvolver a sua estrutura logística e de suporte ao setor.

No caso da Inglaterra, a política do governo foi diferente: o desenvolvimento da indústria foi focado na maximização da receita no curto prazo, o que trouxe bons resultados no início, porém uma produção irregular na sua fase de crescimento e uma curva com um declive pronunciado a partir do ano 2000.

Pilares para o desenvolvimento da indústria – NoruegaDesenvolvimento da indústria nacional: criação de uma empresa nacional (Statoil), que foi privatizada quando o modelo se consolidou; uma empresa de capital misto (Hydro), que em 2007 foi incorporada à Statoil; e uma empresa privada (Saga), que em 1999 foi incorporada pela Hydro. A criação dessas três empresas tinha como objetivo gerar um ambiente de competição perfeito. A Statoil tem sido o foco principal e o agente para o desenvolvimento de experiência no setor norueguês. A abordagem por fases de licenciamento tem contribuído para o desenvolvimento

Início Crescimento Maturação

►• ► Criação da British National Oil Corporation (BNOC) e da British Gas Corporation (BGC), em 1976 e 1972

►• Criação de um escritório de fornecedores offshore para incrementar o conteúdo local (1973)

►• ► 51% da BNOC vendida (criação da Britoil – 1982)

►• Venda da participação do governo na Britoil e BP (1987)

►• BP adquire a Britoil (1988)

►• Foco no gás para compensar a queda na produção

►• ► Incentivo a novos entrantes (2003)

►• Foco em maximizar a recuperação

de habilidades e conhecimentos locais e de clusters industriais construídos simultaneamente ao longo da costa norueguesa.

Uma abordagem mais lenta permitiu que as empresas locais pudessem adquirir experiência, proporcionando a oportunidade de fazer parte de uma nova indústria.

Pesquisa e desenvolvimento: financiar pesquisa e desenvolvimento foi a chave para o avanço tecnológico e a transformação de pequenas empresas em operadores de serviços de O&G.

Taxa de imposto elevada, mas com benefícios que estimulam a pesquisa e o desenvolvimento no setor.

Tributações: implantação de um regime tributário simples, ajustado ao modelo tripartite (Ministério de Energia e Petróleo, Diretório de Petróleo da Noruega e Statoil), que permite uma maior transparência por parte do governo para o setor.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 20100

200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

Prod

ução

milh

ões

de b

oe

Petróleo

Gás

Inglaterra

8 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 9

Pilares para o desenvolvimento da indústria – Inglaterra

Desenvolvimento da indústria nacional: o governo da Inglaterra focou seus esforços e estratégias no desenvolvimento em curto prazo. A falta de desenvolvimento da indústria nacional gerou uma forte dependência de empresas internacionais, principalmente na fase de queda da produção. As empresas locais só entraram atuando em algumas etapas do processo e com alguns serviços, deixando na mão das empresas estrangeiras os serviços que exigem conhecimento específico.

Pesquisa e desenvolvimento: não havia uma estratégia do governo que estimulasse a pesquisa e o desenvolvimento tecnológico. Isso fez com que a própria indústria tivesse de encontrar novas formas de fomentar a inovação, o que gerou a duplicação de esforços no desenvolvimento tecnológico de petróleo e gás.

Não houve esforço sistemático no Reino Unido para desenvolver as capacidades de ensino e pesquisa voltadas para o setor de petróleo e gás. As ligações entre as universidades e a indústria foram desenvolvidas como resultado de esforços acadêmicos individuais.

Tributações: as mudanças progressivas no regime fiscal eram um reflexo dos movimentos dos preços do petróleo. Por sua vez, as mudanças na política fiscal resultaram em um conjunto bastante complexo de taxas de impostos.

As discussões e consultas entre o governo e a indústria de petróleo e gás do Reino Unido nos últimos anos têm sido

a força motriz para a evolução das políticas recentes, o que permitiu que o governo ajustasse a política fiscal levando em consideração a maturidade da bacia.

Brasil

Qual é o modelo que o Brasil está aplicando?A julgar pelas curvas de produção de ambos os países, podemos observar que o ritmo de produção e os resultados em termos de desenvolvimento obtidos pela Noruega demonstram que esse é um modelo mais sólido e estruturado.

Trazendo esses aspectos destacados da Noruega e da Inglaterra ao Brasil, pode-se observar que o País está caminhando numa mistura de ambos os modelos. A grande questão é como o Brasil vai fazer frente aos desafios e lidar com os impactos que isso vai gerar em temas como sustentabilidade, desenvolvimento da cadeia de petróleo e gás e desenvolvimento da produção.

“O Brasil faz o seu planejamento como a Noruega, mas na execução age como a Inglaterra.”

Início Crescimento Maturação

►• ► ►Criação do regime de partilha para os campos do pré-sal

►• Mudanças na regulamentação (Lei nº 12.734/12, de distribuição dos royalties)

►• ► 1ª rodada de licitação do pré-sal

►• Criação da Pré-Sal Petróleo SA (empresa que regulamentará os contratos de partilha)

►• Desenvolvimento da indústria nacional

►• ► ►Foco no gás para suprir a demanda doméstica

►• Planejamento para evitar declínio das curvas de produção

►• Ajuste de políticas de conteúdo local

2000 2004 2008 2012 2016 2020

0

200

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1.800

Prod

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Petróleo

Gás

Brasil - Produção

Curva de Produção do Brasil, dados BMI

No ponto do “Desenvolvimento da indústria”, o Brasil fica no meio de ambos os dois países. Por um lado, vem colocando pressão na diminuição da duração das fases e do primeiro óleo sem respeitar o tempo de maturação intrínseco da indústria e os impactos disso no desenvolvimento de uma indústria sólida. Mas, por sua vez, o País busca desenvolver a indústria local (tendo umas das maiores taxas de conteúdo local do mercado) adotando medidas como a aplicação de multas pela falta de cumprimento dos percentuais estipulados. No entanto, os fornecedores incorporam no seu preço o valor

Parte II • Perspectivas para novas rodadasDesafios para o desenvolvimento do pré-sal

Capital humano: a escassez de talentos é especialmente problemática para companhias de mercados de rápido crescimento, em que a maioria das empresas vem apontando a falta de profissionais aptos como um dos maiores desafios da próxima meia década – especialmente em áreas onde a demanda está em um nível alto, como infraestrutura de petróleo e gás.

As grandes descobertas de óleo e gás demandarão uma melhor gestão de recursos humanos por parte das empresas e de um número maior de técnicos e engenheiros com capacidade para atuar num segmento que requer grande quantidade de recursos com alto grau de tecnicismo.

O Brasil está entre os piores do ranking em termos de qualidade da educação do ensino secundário, o que gera um grande impacto (negativo) na oferta de competências no mercado. O mercado brasileiro apresenta falta de cursos de formação específica para o segmento de óleo e gás, e a demanda por esses profissionais vem se incrementando acentuadamente após as descobertas do pré-sal.

O aumento do ingresso de estrangeiros (42.914 e 73.022 estrangeiros em 2009 e 2012, respectivamente) para suprir a falta de profissionais é um ponto a ser avaliado pelas

Pilares Noruega Inglaterra Brasil

Desenvolvimento da indústria

Sustentável, de crescimento lento, mas que permitiu o desenvolvimento do setor

Crescimento acelerado para gerar receita

Contradições entre um modelo sustentável de longo prazo e pressões para crescimento acelerado para gerar receita (primeiro óleo)

Pesquisa e desenvolvimento

Amplo apoio do governo, que permitiu o avanço tecnológico e o desenvolvimento de fornecedores

Sem estratégia do governo, deixando na mão da indústria

Apoio do governo, porém muito dependente de programas coordenados pela própria Petrobras

Tributações Regime tributário simples – modelo tripartite

Regime tributário complexo e com muitas mudanças

Regime tributário complexo

correspondente à multa, gerando desse modo uma sobreprecificação dos serviços. Esse ponto é de importante relevância para ser avaliado porque, se isso continuar no longo prazo, poderá gerar um efeito contrário ao esperado.

No aspecto de “Pesquisa e desenvolvimento”, poderíamos colocar o Brasil com uma visão mais similar à da Noruega. A Petrobras está investindo fortemente em tecnologia, sendo um player de relativa importância em exploração em águas ultraprofundas. A empresa vem trabalhando por meio do seu Centro de Pesquisa (Cenpes) junto a universidades para desenvolver tecnologia e capital humano focado nas necessidades da indústria.

No que se refere à parte “Tributações”, o Brasil se encaixa mais no modelo da Inglaterra, com um regime tributário complexo e uma tentativa de aceleração do desenvolvimento das suas reservas.

empresas enquanto muitos profissionais vão se formando e ganhando experiência. A administração de recursos estrangeiros por parte das empresas é um ponto a se olhar com atenção, pois pode-se incorrer em custos adicionais sem a correta legalização dos mesmos perante os organismos governamentais.

Inovação tecnológica: o pré-sal e os recursos não convencionais demandarão tecnologia e insumos específicos. Embora a Petrobras esteja investindo em pesquisa e desenvolvimento no seu Centro de Pesquisa (Cenpes), existem componentes e serviços necessários que deverão ser supridos por companhias internacionais. A expertise de grandes players internacionais e o desenvolvimento de tecnologia ou insumos que não são supridos no mercado nacional terão um papel fundamental no desenvolvimento de reservas não convencionais.

Investimentos: os investimentos envolvidos na indústria de petróleo e gás são de uma magnitude gigantesca, começando com os números correspondentes aos recursos necessários para financiar suas atividades. Sendo um dos países com grande potencial, o Brasil deve atrair volumes adicionais de investimentos, perto do PIB de vários países. As inúmeras empresas que já fazem parte da cadeia de abastecimento e outras que pretendem se juntar estão à procura de financiamento para atender às demandas futuras. Só

10 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 11

considerando as três rodadas de 2013, será necessário investir no mercado brasileiro uma soma entre US$ 160 e US$ 210 bilhões.

As oportunidades do pré-sal devem atrair investimentos significativos para toda a indústria e, neste contexto, a complexidade do gerenciamento de projetos de capital é um desafio crucial. A entrega bem-sucedida de projetos terá mais do que nunca impacto sobre o valor de mercado de algumas empresas, e alcançar os resultados esperados será fundamental para garantir e manter a confiança do mercado.

Infraestrutura: o Brasil apresenta grandes desafios em termos de infraestrutura para poder dar suporte

Alternativas de investimentos para o capital estrangeiroO ano de 2013 marcou a retomada das rodadas de licitações, mas muitas atividades têm que ser realizadas para que o Brasil continue sendo um foco de investimento de capital estrangeiro. O País precisa ser competitivo para continuar atraindo investimentos e tecnologias para dar suporte ao desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e gás.

Além do Brasil, existem outras regiões com grandes reservas exploradas e outras inexploradas, ou que estão se abrindo a investimentos estrangeiros.

aos compromissos assumidos. O pré-sal demandará uma grande infraestrutura logística, considerando a distância dos blocos ao continente (350 km) e, no caso da produção de gás, o País deverá desenvolver sua malha de gasodutos em algumas regiões ainda deficitárias.

Legislação impositiva: embora muito tenha sido feito desde o fim do monopólio da Petrobras sobre a exploração e produção de petróleo, em 1997, o País ainda tem um longo caminho a percorrer antes de alcançar um ambiente regulatório moderno, principalmente no que se refere à carga tributária. Sem essas condições, as empresas devem buscar constantemente esclarecimentos com as autoridades fiscais, em um esforço árduo para interpretar a lei.

Região Regime Atuação do governo Ambiente regulatório

África Ocidental – águas profundas

• Principalmente CPP (Contrato de Produção de Partilha), com algumas concessões mais antigas

Moderada/elevada Alguns desafios, mas altamente favorável

México

• Misto, com mudanças nos modelos de contratação: serviço, partilha da utilidade ou da produção e licença

ModeradaRecentemente aberto, com possíveis atitudes mistas no que diz respeito ao apoio

Golfo do México • Concessão Baixa Amplamente favorável

Mar Cáspio• Contrato de produção

de partilhaModerada/elevada Alguns desafios, mas altamente favorável

América do Norte – Shale Gas

• Propriedade privada dos direitos de subsolo

• Concessão de terras federais

Baixa Amplamente favorável

África do Norte – offshore

• Principalmente contrato de produção de partilha, com algumas concessões mais antigas

Alta Alguns desafios, mas altamente favorável

Rússia• Contrato de produção

de partilhaModerada/elevada Alguns desafios, mas altamente favorável

África Oriental – gás offshore

Moderada/elevada Alguns desafios, mas altamente favorável

Argentina • Concessão Moderada/elevada Atitudes mistas no que diz respeito ao apoio

Equador • Concessão Moderada/elevada Amplamente favorável

Oriente Médio• Misto (algumas concessões,

alguns CPPs, alguns fechados para participação)

Relativamente alta Geralmente favorável

Venezuela • Concessão/serviço Moderada/elevada Atitudes mistas no que diz respeito ao apoio

Pré-sal africano

Do lado oposto ao Brasil, no mesmo oceano, a África Ocidental oferece uma alternativa para investidores, o“pré-sal africano”. Geólogos dizem há muito tempo que o solo oceânico no oeste da África se assemelha ao da América do Sul. Os dois continentes formavam uma massa única aproximadamente 200 milhões de anos atrás. Agora, os preços do petróleo constantemente acima de US$ 100 por barril e tecnologias mais baratas tornam mais viável para as empresas explorarem milhares de milhas sob a superfície.

O entusiasmo surgiu depois de descobertas na camada do pré-sal feitas pela Total e Cobalt no Gabão e em Angola, mudando o foco para uma região que estava em segundo plano em relação ao boom na exploração de gás no leste da África.

As prospecções têm o potencial de ser gigantes, de pelo menos 250 milhões de barris, com perspectiva de alcançar ou superar os 500 milhões de barris. Até o momento,

A curva de produção de petróleo e gás apresenta um crescimento de 24% e 40%, respectivamente, no período de 2014-2020. As reservas de petróleo e gás, porém, têm uma projeção mais estável, de 0% e 13%, respectivamente. As curvas têm que mudar uma vez confirmados os volumes de petróleo e gás que se encontram na área do pré-sal africano.

a maior parte do entusiasmo se concentra em Angola, onde a prospecção está mais avançada depois de uma rodada de licenças em 2011.

O primeiro ano foi de coleta de dados sísmicos, depois foi a vez da avaliação dos resultados – 2014 será, para a maioria dos operadores, o ano das perfurações. Alguns especialistas avaliam que a zona do pré-sal poderia se estender mais ao norte, até a República do Congo e a Guiné Equatorial, ou para o sul, na Namíbia, alongando-se por uma faixa de mais de 2 mil quilômetros do litoral.

Houve preocupação quanto à legislação para o desenvolvimento de petróleo e minerais. Inicialmente, o projeto foi muito ambíguo, particularmente no que diz respeito aos direitos ativos de propriedade. No entanto, isso já foi esclarecido, tendo sido definido que o governo tomará 20% do realizado em todos os novos empreendimentos de petróleo e gás. Somado a isso, o governo terá a opção de comprar mais uma participação de 30% em cada projeto, com preços a valores de mercado.

Petróleo Reservas Petróleo ProduçãoGás Reservas Gás Produção

África - Reservas Provadas e produção

2006 2008 2010 2014 2016 2018 2020

0 20.000

50060.000

40.000

1.00080.000

1.500 100.000

2.000 120.000

2.500 140.000

3.000 160.000

3.500180.000

4.000200.000

220.0004.500

Prod

ução

milh

ões

de b

oe

Reservas milhões de boe

Fonte: BMI

2012

12 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 13

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO,GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP

www.anp.gov.brwww.brasil-rounds.gov.br

Superintendência de Definição de Blocos - SDBSuperintendência de Promoção de Licitações - SPL

Superintendência de Dados Técnicos - SDT

Avenida Rio Branco, 65 - 18º andarCentro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20090-004

Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509

MAPA SEM PROJEÇÃO MAP WITHOUT PROJECTIONCOORDENADAS GEOGRÁFICAS GEOGRAPHIC COORDINATESDATUM: SAD 69 DATUM: SAD 69

Chile

Bolívia

Peru

Guiana FrancesaColômbia

Venezuela

Argentina

Paraguai

Uruguai

Guiana

Suriname

Equador

OCEANO ATLÂNTICO

OCEANO ATL

ÂNTICO

OCEA

NOPA

CIFI

CO

BRASIL

01

0203 04

050607

0809

10

11

ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NADÉCIMA PRIMEIRA RODADA DE LICITAÇÕES

OFFERED BLOCKS - BRASIL ROUND 11 AND CONCESSION AREAS

Compilação e edição: Superintendência de Dados Técnicos - Atualização 28/02/2013

0 250 500 750 1000

km

Rodada 2 / Round 2

Campos em Produção / Production FieldsBlocos Exploratórios sob ConcessãoExploratory Blocks under Concession

Rodada 2 / Round 2Rodada 3 / Round 3Rodada 4 / Round 4Rodada 5 / Round 5Rodada 6 / Round 6

Oleodutos / Oil PipelinesGasodutos projetados/em construçãoProjected/under construction Gas PipelinesGasodutos / Gas Pipelines

Unidades de Produção /Production Units

Terminais / Terminals

Unidades de Processamento de Gás NaturalNatural Gas Processing Units

Rodada 7 / Round 7

Áreas de Acumulações Marginais sob ConcessãoMarginal Fields under Concession

Rodada 9 / Round 9

Refinarias / Refineries

Capitais / Capitals

Limites Estaduais / States Boundaries

Limites Internacionais / International Boundaries

Rios / Rivers

Lagoas e Represas / Lakes and Dams

Bacias Sedimentares-Terra / Onshore Basins

Bacias Sedimentares-Mar / Offshore Basins

Embasamento /Igneous and Metamorphic Terrains

Faixas Batimétricas (m) /Bathymetry Bands (m)

0 a 50 / 0 to 50

50 a 100 / 50 to 100

100 a 400 / 100 to 400

400 a 1000 / 400 to 1000

1000 a 2000 / 1000 to 2000

2000 a 2500 / 2000 to 2500

2500 a 3000 / 2500 to 3000

Acima de 3000 / Greater than 3000

Cessão Onerosa / Onerous Rights TransferRodada 10 / Round 10

Blocos Oferecidos - 11ª Rodada/Offered Blocks - Round 11

Setores / Sectors

Legenda / Legend

Janelas / Zooms

01Bacia de Foz do AmazonasFoz do Amazonas Basin

0 50 100 150km

02Bacia do Pará-MaranhãoPará-Maranhão Basin

0 50 100 150km

-51°11'2°15'

-51°11'5°39'

-47°06'5°39'

-47°06'2°15'

-50°30'

-50°30'

-50°00'

-50°00'

-49°30'

-49°30'

-49°00'

-49°00'

-48°30'

-48°30'

-48°00'

-48°00'

-47°30'

-47°30'

2°30' 2°30'

3°00' 3°00'

3°30' 3°30'

4°00' 4°00'

4°30' 4°30'

5°00' 5°00'

5°30' 5°30'

-46°27'-0°54'

-46°27'1°57'

-43°06'1°57'

-43°06'-0°54'

-46°00'

-46°00'

-45°30'

-45°30'

-45°00'

-45°00'

-44°30'

-44°30'

-44°00'

-44°00'

-43°30'

-43°30'

-0°30' -0°30'

0°00' 0°00'

0°30' 0°30'

1°00' 1°00'

1°30' 1°30'

03Bacia de BarreirinhasBarreirinhas Basin

0 50 100 150km

04Bacia do CearáCeará Basin

0 50 100 150km -43°50'

-2°51'

-43°50'-0°24'

-41°24'-0°24'

-41°24'-2°51'

-43°30'

-43°30'

-43°00'

-43°00'

-42°30'

-42°30'

-42°00'

-42°00'

-2°30' -2°30'

-2°00' -2°00'

-1°30' -1°30'

-1°00' -1°00'

-39°21'-3°22'

-39°21'-1°37'

-37°51'-1°37'

-37°51'-3°22'

-39°00'

-39°00'

-38°30'

-38°30'

-3°00' -3°00'

-2°30' -2°30'

-2°00' -2°00'

05Bacia Marítima de PotiguarPotiguar Offshore Basin

0 50 100 150km

06Bacia Terrestre do PotiguarPotiguar Onshore Basin

-37°03'-5°32'

-37°03'-4°51'

-35°57'-4°51'

-35°57'-5°32'

-36°30'

-36°30'

-5°00' -5°00'

0 15 30 45km

-38°21'-4°34'

-38°21'-2°39'

-35°54'-2°39'

-35°54'-4°34'

-38°00'

-38°00'

-37°30'

-37°30'

-37°00'

-37°00'

-36°30'

-36°30'

-4°00' -4°00'

-3°30' -3°30'

-3°00' -3°00'

07Bacia de Pernambuco-ParaíbaPernambuco-Paraíba Basin

0 50 100 150km

08Bacia de Sergipe-AlagoasSergipe-Alagoas Basin

-35°54'-9°39'

-35°54'-8°41'

-35°02'-8°41'

-35°02'-9°39'

-35°30'

-35°30'

-9°30' -9°30'

-9°00' -9°00'

0 15 30 45km

09Bacias de Tucano Sul e RecôncavoTucano Sul and Recôncavo Basins

-39°05'-12°19'

-39°05'-11°03'

-37°55'-11°03'

-37°55'-12°19'

-38°30'

-38°30'

-12°00' -12°00'

-11°30' -11°30'

0 15 30 45km

10Bacia Terrestre do Espírito SantoEspírito Santo Onshore Basin

-40°07'-19°42'

-40°07'-18°53'

-39°33'-18°53'

-39°33'-19°42'

-19°30' -19°30'

-19°00' -19°00'

0 15 30 45km

11Bacia Marítima do Espírito SantoEspírito Santo Offshore Basin

0 50 100 150km

-34°53'-9°30'

-34°53'-6°02'

-33°31'-6°02'

-33°31'-9°30'

-34°30'

-34°30'

-34°00'

-34°00'

-9°00' -9°00'

-8°30' -8°30'

-8°00' -8°00'

-7°30' -7°30'

-7°00' -7°00'

-6°30' -6°30'-39°37'

-21°22'

-39°37'-20°11'

-38°04'-20°11'

-38°04'-21°22'

-39°00'

-39°00'

-38°30'

-38°30'

-21°00' -21°00'

-20°30' -20°30'

Natal

João Pessoa

Recife

Maceió

05

06

08

Rio Grande do Norte

Arquipélago de Abrolhos

Salvador

Vitória

10

Alagoas

Espírito Santo

11

Florianópolis

Porto Alegre

DF

Rio de Janeiro

São Paulo

Curitiba

Goiânia

Belo Horizonte

Cuiabá

Campo Grande

Mato Grosso

Rio Branco

Porto Velho

Manaus

Boa Vista

Macapá

Belém

São Luis

Fortaleza

Teresina

Aracaju

Palmas

09

02

03

04

01

Maranhão

Piauí

07

Abertura do mercado mexicanoO mercado mexicano apresentava, até fins de 2013, uma política fechada para investimentos estrangeiros na área de petróleo e gás no país. O declínio do campo de Cantarell estava colocando as reservas do México numa situação de muito aperto, e a Pemex não conseguia fazer frente aos investimentos necessários para reverter a situação.

A nova reforma energética (aprovada em 21 de dezembro de 2013) acendeu uma luz de esperança no final do túnel. As modificações da legislação energética permitirão modernizar a indústria de petróleo e gás, incrementando a receita petrolífera do país, impulsionando o crescimento econômico e fortalecendo a Pemex e a CFE (Comissão Federal de Eletricidade).

utilizando o conceito “rodada zero” (dá à Pemex a prioridade de escolha sobre qualquer outra empresa privada).

Tipos de contratos que o governo poderá utilizar:

• Serviços: os contratos de serviço estipulam o pagamento por parte do governo às empresas sem que elas corram riscos, ou seja, sem importar se acham ou não petróleo.

• Partilha da utilidade: os contratos de utilidades compartilhadas deixam o petróleo e o gás sob o controle do Estado e compartilha-se uma porcentagem da utilidade em dinheiro com os investidores, mas não o petróleo.

• Partilha da produção: os contratos de produção compartilhada compartilham uma porcentagem da produção com os investidores.

• Licença: os contratos de licença preveem a transmissão onerosa dos hidrocarbonetos uma vez que eles tenham sido extraídos do solo.

Parte III • A retomada da indústria com as rodadas de 201311ª rodada da ANP – maio de 2013Objetivo da rodada

O objetivo da 11ª rodada foi promover o conhecimento das bacias sedimentares, desenvolver a indústria petrolífera de pequeno e médio porte e fixar empresas nacionais e estrangeiras no País, dando continuidade à demanda por

Petróleo ReservasGás Reservas

Mexico - Reservas provadas e Produção

2006 2008 2010 2014 2016 2018 2020

0 2.000

500

6.000

4.000

1.000

8.0001.500

10.000

2.000

12.000

2.500

14.000

3.000

16.000

3.500

4.000

Prod

ução

milh

ões

de b

oe

Reservas milhões de boe

Fonte: BMI

Gás Produção

2012

Petróleo Produção

Objetivos da reforma energética:

• Manter a propriedade do país sobre os hidrocarbonetos.

• Modernizar e fortalecer (sem privatizar) a Pemex e a CFE como empresas produtoras 100% mexicanas.

• Ter uma maior oferta energética e com melhores preços.

• Garantir padrões internacionais de eficiência e transparência.

• Impulsionar o desenvolvimento do país com responsabilidade social e ambiental.

• Atrair investimentos para o setor energético.

• Reduzir os riscos financeiros, geológicos e ambientais nas atividades de exploração e extração de petróleo e gás.

Principais mudanças:

• A nação poderá outorgar alocações ou contratos à Pemex.

• A nação poderá outorgar contratos a empresas privadas.

• Alcançar taxas de restituição de 100% (para cada barril de petróleo e gás produzido, outro deverá estar pronto para ser produzido).

• Criação do Fundo Mexicano do Petróleo para a Estabilização e o Desenvolvimento.

• Dentre as áreas onde existem investimentos de exploração ou tenham sido feitas descobertas com potencial de sucesso, a Pemex poderá escolher as que sejam mais atraentes

Mapa das áreas de atuação

bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição de renda.

Para alcançar esses objetivos, a ANP manteve a aplicação de regras de conteúdo local, que possibilitam o fortalecimento de fornecedores nacionais de bens e serviços. A oferta de áreas em diversos Estados brasileiros contribuirá para a redução das desigualdades a partir da descentralização da produção de petróleo e gás no País, incentivando o crescimento da indústria petrolífera em regiões em que esse segmento é inexistente ou incipiente.

Detalhes da rodada

A 11ª rodada de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural aconteceu nos dias 14 e 15 de maio de 2013 na cidade do Rio de Janeiro, Brasil.

Esta primeira rodada do ano teve ênfase na margem equatorial brasileira e em áreas terrestres maduras situadas nas Regiões Sudeste, Norte e Nordeste do Brasil. No total, foram licitados 289 blocos (123 em terra e 166 no mar), cobrindo uma área de 155,8 mil km², distribuídos em 11 bacias sedimentares (novas fronteiras e maduras): Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul.

Os blocos oferecidos em áreas terrestres nas bacias de Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo – onde já houve ou estão em curso atividades de exploração e produção de óleo e gás e, portanto, têm infraestrutura já instalada – foram oportunidades de investimento para empresas de menor porte.

A margem equatorial do Brasil é tida como uma das fronteiras mais promissoras em petróleo e gás, fazendo parte do chamado “Golden Triangle” (Triângulo de Ouro), composto pelo litoral brasileiro, Golfo do México, o oeste da África e regiões de características geológicas similares.

As descobertas na costa oeste africana, nas bacias de Gana e Costa do Marfim, evidenciam o grande potencial da área. Confirmam essa perspectiva as descobertas comerciais e subcomerciais nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar, além dos numerosos indícios de petróleo registrados nos poços perfurados. Os tipos de óleo identificados nessas bacias são leves e de excelente qualidade.






Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509


Chile

Bolívia

Peru


Venezuela

Argentina

Paraguai

Uruguai

Guiana

Suriname

Equador

OCEANO ATLÂNTICO

OCEANO ATL

ÂNTICO

OCEA

NOPA

CIFI

CO

BRASIL

01

0203 04

050607

0809

10

11

ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NADÉCIMA PRIMEIRA RODADA DE LICITAÇÕES



0 250 500 750 1000

km

Rodada 2 / Round 2







Rodada 7 / Round 7


Rodada 9 / Round 9


Capitais / Capitals



Rios / Rivers






0 a 50 / 0 to 50

50 a 100 / 50 to 100

100 a 400 / 100 to 400

400 a 1000 / 400 to 1000

1000 a 2000 / 1000 to 2000

2000 a 2500 / 2000 to 2500

2500 a 3000 / 2500 to 3000




Setores / Sectors

Legenda / Legend

Janelas / Zooms

01Bacia de Foz do AmazonasFoz do Amazonas Basin

0 50 100 150km

02Bacia do Pará-MaranhãoPará-Maranhão Basin

0 50 100 150km

-51°11'2°15'

-51°11'5°39'

-47°06'5°39'

-47°06'2°15'

-50°30'

-50°30'

-50°00'

-50°00'

-49°30'

-49°30'

-49°00'

-49°00'

-48°30'

-48°30'

-48°00'

-48°00'

-47°30'

-47°30'

2°30' 2°30'

3°00' 3°00'

3°30' 3°30'

4°00' 4°00'

4°30' 4°30'

5°00' 5°00'

5°30' 5°30'

-46°27'-0°54'

-46°27'1°57'

-43°06'1°57'

-43°06'-0°54'

-46°00'

-46°00'

-45°30'

-45°30'

-45°00'

-45°00'

-44°30'

-44°30'

-44°00'

-44°00'

-43°30'

-43°30'

-0°30' -0°30'

0°00' 0°00'

0°30' 0°30'

1°00' 1°00'

1°30' 1°30'

03Bacia de BarreirinhasBarreirinhas Basin

0 50 100 150km

04Bacia do CearáCeará Basin

0 50 100 150km -43°50'

-2°51'

-43°50'-0°24'

-41°24'-0°24'

-41°24'-2°51'

-43°30'

-43°30'

-43°00'

-43°00'

-42°30'

-42°30'

-42°00'

-42°00'

-2°30' -2°30'

-2°00' -2°00'

-1°30' -1°30'

-1°00' -1°00'

-39°21'-3°22'

-39°21'-1°37'

-37°51'-1°37'

-37°51'-3°22'

-39°00'

-39°00'

-38°30'

-38°30'

-3°00' -3°00'

-2°30' -2°30'

-2°00' -2°00'

05Bacia Marítima de PotiguarPotiguar Offshore Basin

0 50 100 150km

06Bacia Terrestre do PotiguarPotiguar Onshore Basin

-37°03'-5°32'

-37°03'-4°51'

-35°57'-4°51'

-35°57'-5°32'

-36°30'

-36°30'

-5°00' -5°00'

0 15 30 45km

-38°21'-4°34'

-38°21'-2°39'

-35°54'-2°39'

-35°54'-4°34'

-38°00'

-38°00'

-37°30'

-37°30'

-37°00'

-37°00'

-36°30'

-36°30'

-4°00' -4°00'

-3°30' -3°30'

-3°00' -3°00'

07Bacia de Pernambuco-ParaíbaPernambuco-Paraíba Basin

0 50 100 150km


-35°54'-9°39'

-35°54'-8°41'

-35°02'-8°41'

-35°02'-9°39'

-35°30'

-35°30'

-9°30' -9°30'

-9°00' -9°00'

0 15 30 45km

09Bacias de Tucano Sul e RecôncavoTucano Sul and Recôncavo Basins

-39°05'-12°19'

-39°05'-11°03'

-37°55'-11°03'

-37°55'-12°19'

-38°30'

-38°30'

-12°00' -12°00'

-11°30' -11°30'

0 15 30 45km

10Bacia Terrestre do Espírito SantoEspírito Santo Onshore Basin

-40°07'-19°42'

-40°07'-18°53'

-39°33'-18°53'

-39°33'-19°42'

-19°30' -19°30'

-19°00' -19°00'

0 15 30 45km

11Bacia Marítima do Espírito SantoEspírito Santo Offshore Basin

0 50 100 150km

-34°53'-9°30'

-34°53'-6°02'

-33°31'-6°02'

-33°31'-9°30'

-34°30'

-34°30'

-34°00'

-34°00'

-9°00' -9°00'

-8°30' -8°30'

-8°00' -8°00'

-7°30' -7°30'

-7°00' -7°00'

-6°30' -6°30'-39°37'

-21°22'

-39°37'-20°11'

-38°04'-20°11'

-38°04'-21°22'

-39°00'

-39°00'

-38°30'

-38°30'

-21°00' -21°00'

-20°30' -20°30'

Natal

João Pessoa

Recife

Maceió

05

06

08

Rio Grande do Norte

Arquipélago de Abrolhos

Salvador

Vitória

10

Alagoas

Espírito Santo

11

Florianópolis

Porto Alegre

DF

Rio de Janeiro

São Paulo

Curitiba

Goiânia

Belo Horizonte

Cuiabá

Campo Grande

Mato Grosso

Rio Branco

Porto Velho

Manaus

Boa Vista

Macapá

Belém

São Luis

Fortaleza

Teresina

Aracaju

Palmas

09

02

03

04

01

Maranhão

Piauí

07

14 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 15

Detalhes dos participantes

A 11ª rodada teve uma participação bem diversificada, com interesse de grandes grupos, assim como de empresas de menor porte, tanto nacionais como internacionais.

A quantidade de empresas interessadas foi uma das maiores na história das rodadas brasileiras, demonstrando um grande interesse por parte das empresas para garantir reservas no Brasil.

Detalhes dos grupos

64 empresas habilitadas

39 empresas ofertantes

Razão Social Blocos arrematados* TotaldeBônus Ofertado** Total de PEM Ofertado (UT)** Total de PEM Ofertado (R$)**

Petróleo Brasileiro S.A. 34 R$ 537.913.428,00 46.229 R$ 1.328.442.800,00

Petra Energía S.A. 28 R$ 111.519.473,30 185.475 R$ 745.547.600,00

OGX Petróleo e Gas S.A. 13 R$ 376.010.743,00 25.753 R$ 699.231.400,00

BG Energy Holding Limited 10 R$ 415.500.000,00 6.672 R$ 686.898.500,00

TotalE&PdoBrasil Ltda. 10 R$ 371.932.453,00 7.466 R$ 798.819.200,00

Petróleos de Portugal - Petrogal S.A. 9 R$ 37.851.000,00 16.936 R$ 126.283.000,00

BP Exploration Operating Company Limited 8 R$ 261.263.096,00 5.858 R$ 626.806.000,00

Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. 8 R$ 94.906.652,40 1.945 R$ 208.125.700,00

Geopark Holding Limited 7 R$ 10.200.000,00 5.377 R$ 20.432.600,00

Imetame Energia Ltda. 7 R$ 2.740.999,97 12.379 R$ 47.040.200,00

Cowan Petróleo e Gás Ltda 6 R$ 3.760.000,00 5.550 R$ 21.088.100,00

G3 Óleo e GásLtda. 6 R$ 2.300.000,00 4.268 R$ 16.218.400,00

Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda. 6 R$ 195.020.507,00 4.753 R$ 508.571.000,00

Nova Petróleo S.A.- Exploração e Produção 5 R$ 11.647.000,00 9.061 R$ 34.431.800,00

Brasoil Manati ExploraçãoPetrolífera Ltda 4 R$ 19.322.409,00 1.000 R$ 40.176.800,00

Chariot Oil & Gas Limited 4 R$ 4.256.572,00 484 R$ 28.556.000,00

Alvopetro S.A. Extração de Petróleo e Gás 3 R$ 1.088.296,32 4.192 R$ 15.929.600,00

Ecopetrol S.A. 3 R$ 44.558.050,00 949 R$ 95.735.000,00

GranTierra Energy Brasil Ltda 3 R$ 33.330.000,00 7.378 R$ 28.036.400,00

Ouro Preto Óleo e Gás S.A. 3 R$ 14.807.597,00 12.134 R$ 52.843.600,00

Pacific Brasil Exploração e Produção de Óleo e Gás Ltda. 3 R$ 58.491.370,90 1.230 R$ 131.631.400,00

Premier Oil PLC 3 R$ 49.044.726,50 1.638 R$ 175.223.200,00

Sabre Internacional de Energia S.A. 3 R$ 6.800.000,00 18.521 R$ 70.379.800,00

UTC Óleo e Gás S.A. 3 R$ 2.750.000,00 9.445 R$ 35.891.000,00

BHP Billiton Petroleum Pty Ltd. 2 R$ 30.150.000,00 932 R$ 78.460.000,00

Compañia Española de Petróleo,S.A.U. 2 R$ 30.100.000,00 1.181 R$ 126.313.500,00

Exxonmobil Química Ltda. 2 R$ 63.871.113,00 756 R$ 80.892.000,00

IratiPetróleoe Energia Ltda. 2 R$ 500.000,00 1.900 R$ 7.220.000,00

Niko Resources Ltd. 2 R$ 212.112,90 68 R$ 7.254.600,00

Chevron Brazil Venture Aps. 1 R$ 31.358.050,00 560 R$ 59.920.000,00

30 R$ 2.823.205.650,29 400.090 R$ 6.902.399.200,00

Brasil - 12

Canadá - 4;

Reino Unido - 3

Estados Unidos - 2

Colômbia - 2

Austrália - 1

Bermudas -1

Espanha - 1

França - 1

Guernesei - 1

Noruega - 1

Portugal - 1 40%14%

10%

7%

7%4%

3%

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3%

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3%

3%

* Por empresa ou consórcio ** Valores jaconsiderando a participação em consórcio

30 empresas vencedoras

16 • EY • Jan 2014 EY • Jan 2014 • 17

A 11ª rodada da ANP teve um elevado índice em arrecadação de bônus de assinatura (valor pago pelas empresas na assinatura do contrato): R$ 2,8 bilhões. A previsão de investimentos do programa exploratório mínimo a ser cumprido pelas empresas vencedoras, de R$ 6,9 bilhões, também foi recorde. A área arrematada foi de 100,3 mil km2 dos 155,8 mil km2 ofertados.

Em agosto de 2013 foram assinados os contratos de concessão entre a ANP e as empresas ganhadoras da licitação. O contrato prevê uma vigência de oito anos para a fase de exploração e 27 anos para a fase de produção, prazos prorrogáveis mediante as cláusulas e condições dispostas no contrato de concessão.

1ª rodada do pré-sal da ANP – outubro de 2013

Objetivo da rodada

A 1ª rodada do pré-sal deu início a uma nova fase do segmento de petróleo e gás no Brasil. A abertura do pré-sal no processo de licitação teve como objetivo atrair investimentos e know-how de empresas internacionais. O pré-sal deu início a um novo modelo de regime de partilha, instituído em 2010 segundo a Lei nº 12.351

Detalhes da rodada

Em outubro de 2013, teve lugar na cidade do Rio de Janeiro a 1ª licitação de partilha de exploração e produção de petróleo e gás com a oferta do prospecto de Libra.

As descobertas no pré-sal, desde 2006, vêm mudando as perspectivas para a indústria nacional de óleo e gás. Consideradas apenas as descobertas feitas até agora, as estimativas são de 30 bilhões de barris (sendo de 8 a 12 bilhões atribuíveis a Libra), o que daria ao Brasil a possibilidade de se tornar, em um futuro próximo, um dos principais produtores mundiais.

Mapa da localização do campo de Libra

www.brasil-rounds.gov.brAtualizado - Updated 11/06/2013

Polígono Libra - Pré-Sal - Bacia de SantosLibra Polygon - Pré-Sal - Santos Basin

0 10 20 30 40 50

Quilômetros

Limites Estaduais / State Boundaries


Bacias Sedimentares - Terra /Onshore Basins

Bacias Sedimentares - Mar /Offshore Basins

Batimetria / Bathymetry (m)50150400

100020003000

Limites Internacionais /International Boundaries

Legenda / Legend

Campos de Produção /Production Fields

Blocos sob Concessão /Blocks under Concession


Unidades de Produção: Plataformas Fixase Sistemas Flutuantes / Production Units:Fixed Platforms and Floating Systems

Capitais / Capitals



Oleodutos / Oil Pipelines

Polígono Libra / Libra Polygon

LIBRA

Cessão Onerosa/ Onerous Rights Transfer

-44°00'53"-25°35'01"

-44°00'53"-22°48'35"

-40°54'01"-22°48'35"

-40°54'01"-25°35'01"

Fonte: ANP

O leilão, o primeiro específico de uma área do pré-sal, foi vencido por um único consórcio, formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), com proposta de pagamento para a União de 41,65% do lucro em óleo. O leilão previa antecipadamente o pagamento de R$ 15 bilhões em bônus de assinatura e o programa exploratório mínimo (PEM) de cerca de R$ 610.903.087,00.

A participação da Petrobras estava confirmada, embora existisse incerteza sobre o percentual de participação superior que ela conseguiria (participação mínima de 30% no consórcio, conforme disposto na Lei nº 12.351/2010). A surpresa foram as supermajors europeias, que tiveram uma participação maior (20% cada uma) do que as NOCs chinesas (20% entre as duas). Esperava-se que as grandes estrelas fossem as empresas chinesas, que desde alguns anos vem se expandindo, adquirindo ativos de exploração e produção em diferentes regiões.

Características do primeiro regime de partilha

• Bônus de assinatura de R$ 15 bilhões.

• Recuperação de custos de até 50% das receitas nos dois primeiros anos e 30% nos anos seguintes (relativamente baixa para os padrões internacionais).

• Royalties de 15%, percentual superior à taxa de concessões existentes, porém compensado pela eliminação da taxa de participação especial, normalmente aplicável a campos maiores sob contrato de concessão.

• Requisitos de conteúdo local definidos para cada fase de desenvolvimento do projeto; os requisitos são ligeiramente mais baixos do que aqueles usados na última rodada de licenciamento, o que demonstra que existem desafios técnicos de desenvolvimento em águas profundas (37% na fase de exploração, 55% na fase de desenvolvimento e 59% após o primeiro óleo).

• Fase de exploração de quatro anos no mínimo, mas que pode ser estendida sem investimento fixo de exploração, porém com uma aquisição mínima de dados sísmicos em 3D de 1.547 km² e a perfuração de dois poços de exploração.

Detalhes dos grupos habilitados

Razão social País

Petrobras Brasil

Total França

Repsol/Sinopec JV Espanha/China

Ecopetrol Colômbia

Mitsui Japão

CNPC China

Petrogal Portugal

Petronas Malásia

CNOCC China

Shell Holanda

ONGC Índia

• Participação do Estado de 30% no mínimo, sendo a Petrobras o operador.

A primeira rodada do pré-sal marcou o começo de uma nova etapa para o Brasil em termos de volume de reservas e produção de petróleo e gás e trouxe com ela grandes desafios, que o País terá de enfrentar nos próximos anos.

A EY realizou um estudo aprofundado sobre o leilão de Libra: Estudo Libra

12ª rodada – novembro de 2013

Objetivos da rodada

A 12ª rodada de licitações de blocos de petróleo e gás natural teve o objetivo de promover a prospecção de petróleo e gás natural em bacias terrestres, com ênfase em áreas com potencial para gás e ainda pouco conhecidas geologicamente ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas.

Além de ampliar as reservas e a produção brasileira de gás natural, a ANP teve como objetivos:

• Aumentar o conhecimento das bacias sedimentares do Brasil.

• Descentralizar o investimento exploratório no País.

• Desenvolver a indústria petrolífera de pequeno porte e fixar empresas nacionais e estrangeiras em território nacional.

• Continuar com demanda por bens e serviços locais.

• Gerar empregos e promover distribuição de renda.

www.brasil-rounds.gov.brAtualizado - Updated 11/06/2013

Polígono Libra - Pré-Sal - Bacia de SantosLibra Polygon - Pré-Sal - Santos Basin

0 10 20 30 40 50

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Limites Estaduais / State Boundaries


Bacias Sedimentares - Terra /Onshore Basins

Bacias Sedimentares - Mar /Offshore Basins

Batimetria / Bathymetry (m)50150400

100020003000

Limites Internacionais /International Boundaries

Legenda / Legend

Campos de Produção /Production Fields

Blocos sob Concessão /Blocks under Concession


Unidades de Produção: Plataformas Fixase Sistemas Flutuantes / Production Units:Fixed Platforms and Floating Systems

Capitais / Capitals



Oleodutos / Oil Pipelines

Polígono Libra / Libra Polygon

LIBRA

Cessão Onerosa/ Onerous Rights Transfer

-44°00'53"-25°35'01"

-44°00'53"-22°48'35"

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Chile

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OCEANO ATLÂNTICO

OCEANO ATLÂNTIC

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BRASIL02

01

ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NADÉCIMA SEGUNDA RODADA DE LICITAÇÕES



0 200 400 600 800 1000

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Rodada 2 / Round 2







Rodada 7 / Round 7


Rodada 9 / Round 9


Capitais / Capitals



Rios / Rivers






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Setores / Sectors

Legenda / Legend

Janelas / Zooms

02Bacia do RecôncavoRecôncavo Basin

02

01

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-38°30'-11°30'

-37°40'-11°30'

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-38°00'

-38°00'

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0 20 40 60

km

0 20 40 60

km

O maior lance da Petrobras foi para um bloco na bacia do Recôncavo, pelo qual pagou R$ 15,2 milhões.

A arrecadação foi de R$ 165,193 milhões em bônus de assinatura, e as empresas se comprometeram a investir R$ 503 milhões nas áreas vendidas.

O leilão, realizado em 13 etapas distintas com setores de sete bacias sedimentares, terminou com a oferta de 16 blocos na bacia do Paraná, um na bacia do Parnaíba, um

Detalhes da rodada

Em 28 de novembro de 2013, na cidade do Rio de Janeiro, teve lugar a 12a rodada de licitações, na qual a ANP ofertou 240 blocos exploratórios terrestres com potencial para gás natural e não convencional em sete bacias sedimentares localizadas nos Estados do Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia, Maranhão, Paraná e São Paulo, totalizando 168.348,42 km².

Foram 110 blocos em áreas de novas fronteiras nas bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba, como forma de atrair investimentos para regiões ainda pouco conhecidas ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas, permitindo o surgimento de novas bacias produtoras de gás natural e de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais. A área desses 110 blocos é de 164.477,76 km².

Também foram incluídos 130 blocos nas bacias maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas, com o objetivo de dar continuidade à exploração e produção de gás natural a partir de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais contidos nessas regiões.

A protagonista da 12ª rodada da ANP foi a Petrobras, que arrematou 49 dos 72 blocos licitados no leilão. Desses 49 blocos, 27 foram ganhos pela Petrobras de forma individual e outros 22 blocos em parceria com empresas como Nova Petróleo, Cowan, GDF Suez e Ouro Preto.






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Chile

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Considerações finais

Com 7,5 milhões de km2 distribuídos em 29 bacias sedimentares com potencial para óleo e gás, e pouco mais de 4% dessa área sob concessão para atividades de E&P, o Brasil se posiciona como uma das melhores oportunidades de negócios do cenário mundial. As imensas reservas do pré-sal são apenas a parte mais visível do potencial que no médio prazo poderia colocar o País entre os grandes produtores mundiais.

Desde a descoberta do pré-sal, o Brasil vem sendo alvo de grandes especulações referentes à sua capacidade legal e operacional de dar conta de todo o potencial de reservas. Embora as projeções das reservas de petróleo e gás sejam promissoras, existem ainda dúvidas por parte de analistas do setor sobre a capacidade do País para fazer frente a tais desafios.

Finalmente...

As expectativas de desenvolvimento do segmento de petróleo e gás no médio e longo prazo são positivas, mas, como em todo processo de crescimento, o setor vai ter de passar por momentos de aperto, reavaliação e ajustes no curto prazo.

Um grande reflexo disso é o que hoje está acontecendo com a Petrobras, que atravessa pressões financeiras para fazer frente aos compromissos assumidos e aos grandes desafios.

O compromisso com o governo para suprir a demanda local faz com que a Petrobras apresente um lucro desfavorável por ter de importar produtos refinados (gasolina e diesel) a preços internacionais e vender no mercado local com preço subsidiado.

Esse panorama local, somado a algumas incertezas na regulamentação e ao fato de existirem alternativas de investimentos como o México ou a costa leste da África, poderia gerar algum desinteresse por parte de grandes players da indústria para investir no Brasil no curto prazo.

O setor está crescendo e ficando mais complexo, com novos atores entrando na indústria, novas tecnologias de ponta sendo solicitadas, investidores exigindo resultados e a atuação do governo, que tem um papel muito importante.

O ano de 2013 foi o da retomada das rodadas de leilão de petróleo e gás, gerando grandes expectativas no setor. O próximo será o ano de sentar e avaliar os resultados pensando nos desafios que o país tem pela frente. Será importante a atuação do governo por meio da ANP, incentivando o investimento, criando medidas claras e um ambiente regulatório que estimule a concorrência leal, o que impactaria positivamente no desenvolvimento do setor.

gás convencional gás de folhelho(shale gas)

rocha selante

migração de gás ao longodo tempo geológico

folhelho com gás não migrado

perfuraçõa direcional, fraturamento hidráulico e drenagem de gás

na bacia Acre-Madre de Dios, 24 na bacia Sergipe-Alagoas e 30 na bacia do Recôncavo.

A produção de gás proveniente desses blocos poderá ser utilizada para diferentes fins, sendo uma alternativa à construção de usinas termoelétricas na área de exploração, assim como ao escoamento por novas linhas de transmissão a serem construídas, como no caso do Estado de Acre, ou à exploração mais próxima de centros industriais, como no Paraná.

A ANP está desenvolvendo uma nova resolução com precauções e exigências para a exploração e produção de gás natural não convencional resguardando o meio ambiente, sobretudo as formações hídricas. O fraturamento hidráulico é uma técnica de estimulação de poços utilizada para maximizar a produção de óleo e gás natural em reservatórios não convencionais. No caso brasileiro, as formações propensas a conter recursos não convencionais são os folhelhos.

O que é o gás de folhelho: o gás de folhelho, encontrado em áreas de permeabilidade relativa e também chamado de “gás de xisto”, é um dos três tipos de gases não convencionais cuja ocorrência não está associada a bolsões de gás armazenados a partir das camadas de petróleo. Estas produzem o gás fóssil convencional, encontrado na plataforma continental e em outras regiões do País. Os demais gases não convencionais são o confinado (tight gas), com ocorrência em rochas impermeáveis ou de baixa permeabilidade, e o metano associado a camadas de carvão.

Fontes: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis)

EY Libra journey begins for the Petrobras/Shell/Total/ CNOCC/CNPC consortium.

Business Pulse: Exploring dual perspectives on the top 10 risks and opportunities in 2013 and beyond

Business Monitor International

BP Statistical

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