PETROBRAS DESAFIOS E OPORTUNIDADES PARA A PRÓXIMA … Alberto-Petrobras.… · Criação da...
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Carlos Alberto Pereira de OliveiraDiretor de E&P | 25/11/19
PETROBRASDESAFIOS E OPORTUNIDADESPARA A PRÓXIMA DÉCADA —
Águas rasas
Águas profundas
Águasultra profundas
Pré-sal
Terra
2,4 Milhões barris de óleo equivalente
RECORDEDIÁRIOPré-sal
Em 2019, o Pré-sal respondeu por quase 60% da produção de óleo equivalente da Petrobras...—
2019
...com perspectivas promissoras para os próximos anos—
APÓS 202120207 NOVOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO (PNG 2019-2023)
201826 SISTEMAS INSTALADOSSENDO 8 SISTEMAS ENTRE 2018 E 2019
ATAPU 1P-70
MERO 1FPSO
Guanabara
SÉPIAFPSO
Carioca
MERO 2FPSO
Sepetiba
BÚZIOS 5FPSO
Alm. Barroso
ITAPUINT.PQ BALEIAS
BÚZIOSP-74
LULAP-69
BÚZIOSP-75
BÚZIOSP-77
BÚZIOSP-76
BERBIGÃOSURURU
P-68
LULAP-67
6ª Rodada de Partilha
Áreas Adquiridas em 2017 e 2018
Dois IrmãosAlto de Cabo Frio Central
Três Marias
Peroba
Uirapuru
Entorno de Sapinhoá
Sudoeste deTartarugaVerde
Bacia deSantos
Bacia deCampos
Aram
Excedente da Cessão Onerosa
BúziosItapu
Nos últimos 3 anos, investimos no crescimento de nosso portfólio exploratório no Pré-sal—
Setor SC-AP3
C-M-477
16ª Rodada de Concessão
Setor SC-AP5
R$ 75 BILHÕESBônus – Parcela Petrobras
ÁREAS ADQUIRIDAS DE 2017 E 2019
INVESTIMENTO EXPLORATÓRIO
40% da área exploratória
total do E&P no Brasil26.000
Km2 de Área Total Adquirida
2,30,8 0,5 0,5 0,9
0,9 0,8
2015 2016 2017 2018 2019*
Exploração Aquisição de áreas
17,8
* Projeção
US$ Bilhões
Dois IrmãosAlto de Cabo Frio Central
Três Marias
Peroba
Uirapuru
Entorno de Sapinhoá
Sudoeste deTartarugaVerde
Bacia deSantos
Bacia deCampos
Aram
Búzios
Itapu
E o regime de Partilha vem ganhando relevância no portfólio da Petrobras desde a aquisição da área de Libra —
Mero Libra
O polígono Pré-sal corresponde a mais de 3x o tamanho do Estado do Rio de Janeiro
Rio de JaneiroRio de Janeiro
São GonçaloSão GonçaloDuque de CaxiasDuque de CaxiasNova IguaçuNova Iguaçu
NiteróiNiterói
Belford RoxoBelford Roxo
Campos dos Campos dos GoytacazesGoytacazes
São João de MeritiSão João de Meriti
PetrópolisPetrópolisVolta RedondaVolta Redonda
MagéMagé
ItaboraíItaboraí
MacaéMacaé
Cabo FrioCabo Frio
Nova FriburgoNova Friburgo
Barra MansaBarra Mansa
Angra Angra dos Reisdos Reis
TeresópolisTeresópolis
QueimadosQueimados
MaricáMaricá
ResendeResende
ItaperunaItaperuna
São FidélisSão Fidélis
ValençaValença
Três RiosTrês Rios
Rio de Janeiro
São GonçaloDuque de CaxiasNova Iguaçu
Niterói
Belford Roxo
Campos dos Goytacazes
São João de Meriti
PetrópolisVolta Redonda
Magé
Itaboraí
Macaé
Cabo Frio
Nova Friburgo
Barra Mansa
Angra dos Reis
Teresópolis
Queimados
Maricá
Resende
Itaperuna
São Fidélis
Valença
Três Rios
Áreas adquiridas entre 2013 e 2019 nas
Bacias de Campos e Santos
67%
33%
ConcessãoPartilha
O regime de Partilha é mais novo que o regime de concessão no Brasil—
1934 2018
Lei 2004/53 Criação da Petrobras
(Monopólio)
Primeira descoberta no
Pré-sal
Criação da Pré-sal Petróleo (PPSA) e
realização da Primeira Rodada de Partilha
de Produção (Libra)
1980 2005 2013
Novo Marco Regulatório:
Partilha
20102010
Lei 9478Cria CNPE e ANP,
flexibiliza monopólio e estabelece regime
de Concessão
199719971953 2005 2013
MERO 3FASE 3 • FPSO EM CONTRATAÇÃO
MERO 4 FASE 2 • FPSO EM ESTUDO
MERO 2FASE 4 • FPSO SEPETIBAAvanço Físico da UEP maior que 10%1° Óleo em 2023
MERO 1FASE 4 • FPSO GUANABARAAvanço Físico da UEP maior que 65%1° Óleo em 2021
40% PETROBRAS
Com Mero sendo o primeiro ativo em desenvolvimento da produção no regime de partilha—
8
CONCESSÃO PARTILHA
GESTÃO DO CONTRATO Consórcio privado, seguindo práticas internacionais Governo integra consórcio via PPSA, exercendo aprovação do planejamento e execução dos projetos, regulação e controle de custos
FISCALIZAÇÃO DO CONTRATO ANP ANP
PROPRIEDADE DO ÓLEO E GÁS/ RESERVA Concessionárias Contratadas e União (na figura da PPSA)
RECEITAS GOVERNAMENTAIS
• Royalties: 10%• Bônus ofertado (mínimo + ágio)• Excedente em Óleo da União: Não aplicável• Participação Especial: de 10% a 40%
• Royalties: 15%• Bônus fixo• Excedente em Óleo da União ofertado (mínimo + ágio)• Participação Especial: Não aplicável
CRITÉRIO PARA DEFINIR O VENCEDOR DO LEILÃO Oferta de bônus e programa exploratório mínimo Oferta de percentual de Excedente em Óleo da União
DIREITO DE PREFERÊNCIA Não aplicável Petrobras possui Direito de Preferência
DESTINO DAS RECEITAS GOVERNAMENTAIS1
• União: 60% do GT• Estados e Municípios: 40% do GT
• União: 78% do GT• Estados e Municípios: 22% do GT
¹ Exemplo com Excedente em Óleo da União de 40% e Alíquota máxima de PE, em Campo com GT similares
O regime de partilha vem sendo comparado com o regime de concessão—
• Tributos não devem alterar o ranking dos projetos quando avaliados economicamente considerando apenas receitas, investimentos e custos operacionais (sem tributos diretos)
• Projetos podem se mostrar inviáveis no regime de partilha quando altos percentuais de Excedente em Óleo da União são ofertados
NEUTRALIDADE
• As regras não devem mudar ao longo do tempo ou as mudanças devem estar bem definidas e claras
• Na Partilha, o governo integra o consórcio e tem poder de decisão na concepção do projeto, influenciando na sua eficiência, racionalidade econômica e atratividade
ESTABILIDADE
• A empresa deve pagar tributos conforme lucro e rentabilidade de seus investimentos, com flexibilidade se mudanças nas condições macroeconômicas e do campo de petróleo ao longo do tempo que afetem a rentabilidade do projeto
• Em Partilha, a depender do Excedente em Óleo da União ofertado, ocorre desequilíbrio entre VPL do Consórcio e Participação Governamental a medida que a receita do campo aumenta
PROGRESSIVIDADE/FLEXILIBILIDADE
¹ Word Bank Working Paper 123, Fiscal Systems for Hydrocarbons - Design Issues (Tordo, 2007)
Segundo o Banco Mundial¹, as características desejáveis de um regime fiscal são: neutralidade, estabilidade e progressividade/flexibilidade—
Bacia de Santos
Bacia de Campos
BÚZIOS ITAPU
90% PETROBRAS
PETROBRAS5% CNPC
5% CNOOC
Bônus R$ 68 bi Bônus R$ 1,8 bi
Óleo Lucro 23,24% Óleo Lucro 18,15%
Búzios é o maior ativo no regime de partilha, com a realização do leilão dos excedentes da cessão onerosa—
ATÉ SET
2021
Regime: CESSÃO ONEROSA Produção: 600 mil boed (Recorde diário)
• 4 plataformas em operação• 1 plataforma entrada em operação 2022
Búzios
Regime: CO + PARTILHA (PARCEIROS + PPSA)
• 5 ou mais plataformas adicionais• Capacidade entre 180 e 220 mil bbl/d
ACORDO DE COPARTICIPAÇÃO
Plano de desenvolvimento
Em Búzios, nos colocamos o desafio de ter o acordo de coparticipação aprovado pela PPSA até dezembro de 2020—
O QUE ISSO DEMANDA
Trabalho integradoe ágil com a PPSA
adotando visão empresarial em
benefício da sociedade
O prazo final para celebração do acordo de coparticipação é setembro de 2021, mas temos o desafio de ter o acordo de coparticipação aprovado pela PPSA até dezembro de 2020
Até a celebração do acordo de coparticipação, as empresas parceiras têm o direito de:
• adquirir mais 5% de participação cada OU
• sair do consórcio
Até 30 dias após a celebração do acordo de coparticipação, as empresas parceiras têm o direito de adquirir mais 5% de participação cada
Caso o acordo de coparticipação não seja celebrado até setembro de 2021, as empresas parceiras podem sair do consórcio
Tempo é a variável chave para reduzir o Brent de Equilíbrio dos projetos—
Fonte: Wood Mackenzie
AMBIÇÃO PETROBRAS
Reduzir o tempo desde a descoberta até o início
da produção
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Núm
ero
de D
ias
Average time from discovery to production
1,900 DIAS
TEMPO MÉDIODescoberta à Produção por Ano de Descoberta
1,000 DIAS
Tempo médio da descoberta à produção
Na Petrobras estamos pensando de forma disurptiva, rabalhando de forma cada vez mais integrada e usando a transformação digital como alavanca—
DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO
DESENHO BÁSICO PROCUREMENT CONSTRUÇÃO
AMBIÇÃO 1000 DIAS
DESCOBERTA PRIMEIRO ÓLEO
AMBIÇÃO PETROBRAS Primeiro óleo 1000 dias
após a descoberta
AMBIÇÃO PETROBRAS 100% de fator de chance na
perfuração de poços exploratórios
EXPLORAÇÃO
Carlos Alberto Pereira de OliveiraDiretor de E&P | 25/11/19
OBRIGADO!
PETROBRASDESAFIOS E OPORTUNIDADESPARA A PRÓXIMA DÉCADA —