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PLANEJAMENTO ENERGÉTICO/RENDA
PETROLÍFERA/GÁS NATURAL
Francisco José Rocha de Sousa
CONSULTORIA DE PORTAS ABERTAS
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PLANEJAMENTO ENERGÉTICO
•Estudo de longo prazo (visão
estratégica)
• Plano Nacional de Energia 2030
(divulgado em 2007)
•Estudo de curto prazo
• Plano Decenal de Expansão de
Energia 2019 - PDE 2019
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PLANO NACIONAL DE ENERGIA 2030
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CONSUMO FINAL ENERGÉTICO -PNE 2030 - ESTRUTURA POR SETOR
Elaboração: EPE
39%
10%29%
5%5%
12%
Transporte
IndustrialResidencial
ServiçosAgropecuário
Setor energético
38%
11%
31%6%
5%
9%
2005
2030
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OFERTA INTERNA DE ENERGIAPDE 2019
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OFERTA INTERNA DE ENERGIAPDE 2019
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OFERTA X DEMANDA DE PETRÓLEO - PDE 2019
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EXPANSÃO DA CAPACIDADE DE GERAÇÃO ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA
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0,15 0,19 0,28
0,98
1,872,30
3,18
4,40
5,04
6,21
7,70 7,49
10,94
7,98
9,93
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
Val
or (
R$
bilh
ões)
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIESvalores correntes
DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES
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0,00 0,00
1,04
1,72
2,51
5,005,27
6,97
8,84
7,18
11,71
8,45
11,67
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
Val
or (
R$
bilh
ões)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
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2010
DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIALvalores correntes
DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIAL
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0,15 0,19 0,280,98
2,91
4,03
5,69
9,3910,31
13,17
16,54
14,67
22,65
16,44
21,60
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
Val
or (
R$
bilh
ões)
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES + PARTICIPAÇÃO ESPECIALvalores correntes
DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES + PARTICIPAÇÃO ESPECIAL
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DISTRIBUIÇÃO DA RENDA PETROLÍFERA EM 2010
R O Y A L T IE S % P A R T IC IP A Ç Ã O % R O Y A L T IE S + P E %E S P E C IA L
m il R $ m il R $ m il R $E S T A D O SA la g o a s 2 9 .7 0 0 ,2 7 0 ,3 % 0 ,0 % 2 9 .7 0 0 ,2 7 0 ,1 %A m a z o n a s 1 3 4 .5 0 1 ,8 0 1 ,4 % 3 0 .0 3 2 ,1 0 0 ,3 % 1 6 4 .5 3 3 ,9 0 0 ,8 %B a h ia 1 5 8 .3 8 0 ,8 2 1 ,6 % 5 .0 6 5 ,9 0 0 ,0 % 1 6 3 .4 4 6 ,7 2 0 ,8 %C e a rá 1 2 .0 6 8 ,3 2 0 ,1 % 0 ,0 % 1 2 .0 6 8 ,3 2 0 ,1 %E s p ír ito S a n to 2 9 7 .4 2 1 ,6 8 3 ,0 % 2 3 5 .9 3 4 ,8 0 2 ,0 % 5 3 3 .3 5 6 ,4 8 2 ,5 %P a ra n á 0 ,0 % 0 ,0 % 0 ,0 0 0 ,0 %R io d e J a n e iro 2 .0 2 6 .6 1 3 ,3 9 2 0 ,4 % 4 .3 8 0 .3 3 7 ,9 0 3 7 ,5 % 6 .4 0 6 .9 5 1 ,2 9 2 9 ,7 %R io G ra n d e d o N o r te 1 5 8 .9 3 3 ,6 5 1 ,6 % 8 .6 9 1 ,4 0 0 ,1 % 1 6 7 .6 2 5 ,0 5 0 ,8 %S ã o P a u lo 1 8 .1 4 9 ,2 9 0 ,2 % 0 ,0 % 1 8 .1 4 9 ,2 9 0 ,1 %S e rg ip e 1 0 6 .3 7 4 ,1 9 1 ,1 % 7 .9 4 2 ,3 0 0 ,1 % 1 1 4 .3 1 6 ,4 9 0 ,5 %T o ta l E s ta d o s 2 .9 4 2 .1 4 3 ,4 1 2 9 ,6 3 % 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 4 0 ,0 0 % 7 .6 1 0 .1 4 7 ,8 1 3 5 ,2 3 %
M U N IC ÍP IO S - A la g o a s 3 2 .8 8 5 ,0 9 0 ,3 % 3 2 .8 8 5 ,0 9 0 ,2 % - A m a p á 2 6 0 ,1 8 0 ,0 % 2 6 0 ,1 8 0 ,0 % - A m a z o n a s 6 1 .3 0 4 ,8 3 0 ,6 % 7 .5 0 8 ,0 0 0 ,1 % 6 8 .8 1 2 ,8 3 0 ,3 % - B a h ia 1 3 4 .4 3 7 ,6 2 1 ,4 % 1 .2 6 6 ,5 0 0 ,0 % 1 3 5 .7 0 4 ,1 2 0 ,6 % - C e a rá 2 8 .2 9 9 ,8 8 0 ,3 % 2 8 .2 9 9 ,8 8 0 ,1 % - E s p í r ito S a n to 3 0 4 .0 9 5 ,9 9 3 ,1 % 5 8 .9 8 3 ,7 0 0 ,5 % 3 6 3 .0 7 9 ,6 9 1 ,7 % - M in a s G e ra is 5 1 1 ,2 7 0 ,0 % 5 1 1 ,2 7 0 ,0 % - P a rá 1 .4 7 4 ,3 6 0 ,0 % 1 .4 7 4 ,3 6 0 ,0 % - P a ra íb a 1 ,2 2 0 ,0 % 1 ,2 2 0 ,0 % - P a ra n á 0 ,0 % 0 ,0 0 0 ,0 % - P e rn a m b u c o 4 5 .1 0 2 ,8 5 0 ,5 % 4 5 .1 0 2 ,8 5 0 ,2 % - R io d e J a n e iro 2 .2 3 3 .0 5 5 ,3 7 2 2 ,5 % 1 .0 9 5 .0 8 4 ,5 0 9 ,4 % 3 .3 2 8 .1 3 9 ,8 7 1 5 ,4 % - R io G ra n d e d o N o r te 1 4 8 .7 2 0 ,8 9 1 ,5 % 2 .1 7 2 ,9 0 0 ,0 % 1 5 0 .8 9 3 ,7 9 0 ,7 % - R io G ra n d e d o S u l 4 2 .1 6 2 ,0 5 0 ,4 % 4 2 .1 6 2 ,0 5 0 ,2 % - S a n ta C a ta r in a 2 8 .4 9 6 ,5 9 0 ,3 % 2 8 .4 9 6 ,5 9 0 ,1 % - S ã o P a u lo 1 8 6 .1 5 7 ,0 0 1 ,9 % 1 8 6 .1 5 7 ,0 0 0 ,9 % - S e rg ip e 1 0 9 .9 8 4 ,9 3 1 ,1 % 1 .9 8 5 ,6 0 0 ,0 % 1 1 1 .9 7 0 ,5 3 0 ,5 %T o ta l M u n ic íp io s 3 .3 5 6 .9 5 0 ,1 2 3 3 ,8 % 1 .1 6 7 .0 0 1 ,2 0 1 0 ,0 % 4 .5 2 3 .9 5 1 ,3 2 2 0 ,9 %D E P Ó S IT O S J U D IC IA IS 3 3 .9 9 1 ,1 0 0 ,3 % 3 3 .9 9 1 ,1 0 0 ,2 %F U N D O E S P E C IA L 7 8 9 .8 2 9 ,8 3 8 ,0 % 7 8 9 .8 2 9 ,8 3 3 ,7 %C O M A N D O D A M A R IN H A 1 .5 7 9 .6 5 9 ,6 3 1 5 ,9 % 1 .5 7 9 .6 5 9 ,6 3 7 ,3 %M IN IS T . C IÊ N C IA E T E C N O L O G IA 1 .2 2 7 .4 1 6 ,1 9 1 2 ,4 % 1 .2 2 7 .4 1 6 ,1 9 5 ,7 %M IN IS T . M E IO A M B IE N T E 1 .1 6 7 .0 0 1 ,1 0 1 0 ,0 % 1 .1 6 7 .0 0 1 ,1 0 5 ,4 %M IN IS T . M IN A S E E N E R G IA 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 4 0 ,0 % 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 2 1 ,6 %
T O T A L 9 .9 2 9 .9 9 0 ,2 8 1 0 0 ,0 % 1 1 .6 7 0 .0 1 1 ,1 0 1 0 0 ,0 % 2 1 .6 0 0 .0 0 1 ,3 8 1 0 0 ,0 %F o n te : A N P
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RECEITAS GOVERNAMENTAIS
Contrato de concessão Contrato de partilha de produção
Bônus de assinatura Bônus de assinatura
Royalties 10,0% Royalties 15% - alíquota típica grandes campos situados na plataforma - alíquota (% da produção) continental (% da produção)
Participção especial Não há participação especial - alíquota pode alcançar até 40% da receita líquida de produção.(função da produção e da localização do campo)
Pagamento pela ocupação ou retenção de área
Regime de partilha
Lei nº 12.351/2011 e PL nº 8.051/200Leis nos 7.990/89 e 9.478/97
Regime de concessão
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PARTILHA DE PRODUÇÃO(em oleo)Valores hipotéticos
Excedente em óleo da União
49 barris
Custo em óleo
+
Royalties
+
Excedente em óleo
Excedente em óleo
custos de exploração, desenvolvimento volume total de produção - 30% do contratadoe desativação de instalações custo em óleo - royalties 21 barris
15 barris 15 barris 70 barris
Produção total: 100 barris
70%
Receita de comercialização do petróleoda União será destinada ao Fundo Social
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Compensação Financeira (royalty)
• O royalty é uma compensação financeira pela produção de
petróleo e gás natural.
• Não se destina a compensar Estados, Municípios ou União
por danos ambientais.
• A Constituição Federal (art. 225, 3º) já obriga as pessoas
físicas e jurídicas a reparar danos causados por condutas e
atividades consideradas lesivas ao meio ambiente, sem
prejuízo de sanções penais e administrativas.
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CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES PARA ÁREAS CONTRATADAS
SOB O REGIME DE CONCESSÃO
Valor médioroyalties=10%
Lavra na plataforma continental Lavra na plataforma continental
Estados confrontantes 30,00% Estados produtores confrontantes 22,50% 26,25%
Municípios produtores e suas respectivas áreas geoeconômicas 30,00% Municípios produtores confrontantes 22,50% 26,25%
Municípios onde se localizarem instalações marítimas ou terrestres Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque dede embarque ou desembarque de óleo bruto ou gás natural 10,00% petróleo e gás natural 7,50% 8,75%
Ministério da Marinha para atender aos encargos de fiscalização e Ministério da Marinha para atender aos encargos de fiscalização dasproteção das atividades econômicas das referidas áreas 20,00% áreas de produção 15,00% 17,50%
Ministério da Ciência e Tecnologia para financiar programas de amparoà pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico aplicados àindústria do petróleo, do gás natural, dos biocombustíveis e à indústriapetroquímica de primeira e segunda geração, bem como para programasde mesma natureza que tenham por finalidade a prevenção e a recupe-ração de danos causados ao meio ambiente por essas indústrias 25,00% 12,50%
Fundo especial a ser distribuído entre os estados e municípios 10,00% Fundo especial a ser distribuído entre os estados e municípios 7,50% 8,75%
parcela do valor do royalty que representar 5% da p roduçãoLei nº 7.990, de 28/12/1989 Lei nº 9.478, de 6/8/1997
parcela do valor do royalty que exceder 5% da produ ção
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CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES PARA ÁREAS CONTRATADAS SOB O REGIME DE
PARTILHA DE PRODUÇÃOPL Nº 8.051/2010
Regime de Concessão Regime de partilha de produção (PL nº 8.051/2010)valores médios assumindo alíquota do royalty igual a 10% da produção alíquota de royalty igual a 15% da produção
Lei nº s 7.990/1989 e nº 9.478/1997
Lavra na plataforma continental Lavra na plataforma continental
26,25% aos estados produtores confrontantes 25,0% aos estados produtores confrontantes
2625% aos municípios produtores confrontantes 6,0% aos municípios produtores confrontantes
8,75% aos municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque 3,0% aos municípios afetados pelas operações de embarque e desembar-de petróleo e gás natural que e desembarque de petróleo e gás natural
8,75% para constituição de fundo especial a ser distribuído entre Estados e 22,0% para fundo especial a ser distribuído entre Estados e Distrito FederalMunicípios de acordo com o critério de partilha do FPE
22,0% para fundo especial a ser distribuído entre Municípios de acordo como critério de partilha do FPM
17,5% ao Ministério da Marinha 19,0% para a União, a ser destinado ao Fundo Social (Lei nº 12.351/2010)
12,5% ao Ministério de Ciência e Tecnologia para financiar programas de ampa- 3,0% para a constituição de fundo especial para o desenvolvimento de paro à pesquisa científica aplicado à indústria do petróleo, do gás natural e dos ações e programas para a mitigação e adaptação às mudanças climáticas,biocombustíveis bem como para proteção ao ambiente marinho
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CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃOS ESPECIAL PARA ÁREAS
CONTRATADAS SOB O REGIME DE CONCESSÃO
AtualLei nº 9.478/97
Lavra na plataforma continental
Ministério de Minas e Energia 40,00%
Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da AmazôniaLegal 10,00%
Estados confrontantes com a plataforma continental 40,00%
Municípios confrontantes com a plataforma continental 10,00%
Total 100,00%
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CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE GÁS NATURAL NO BRASIL
• Existência de agente dominante. A Petrobrás tem
monopólio de fato da comercialização e da importação
de gás natural.
• O consumo de gás natural em termelétricas é função das
chuvas e do nível dos reservatórios de água.
• Os segmentos residencial e comercial são pouco
desenvolvidos (responderam por apenas 2,6% das
vendas das distribuidoras em 2008)
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AGENTES DO MERCADO DE GÁS NATURAL
• Produtor
• Transportador
• Carregador
• Distribuidor
• Comercializador
• Armazenador
• Autoprodutor
• Auto-importador
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MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO DE GÁS NATURAL OFERECIDAS PELA
PETROBRAS• Firme inflexível: Garantia de entrega por parte do
fornecedor. Preço do gás natural é indexado a cesta de óleos combustíveis.
• Firme flexível: A Petrobrás assume o compromisso de fornecer o combustível substituto necessário para manter a operação do consumidor sem ônus para este ou para a distribuidora.
• Interruptível: O fornecimento pode ser interrompido pelo fornecedor.
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• Preferencial: Opção desenvolvida com vistas ao
suprimento das usinas termelétricas. O fornecedor está
obrigado a providenciar o suprimento de gás natural
quando solicitado. Trata-se de consumo ocasional, que
tem preço indexado ao preço do GNL.
• Leilão de venda de gás natural de curto prazo destinado
ao mercado não térmico.
MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO DE GÁS NATURAL OFERECIDAS PELA
PETROBRAS
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OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
2010Item milhões m3/d Item milhões m3/d
Produção doméstica 62,3 Venda nas distribuidoras 49,6 - Reinjeção 12,0 - Queima e perda 6,6 Consumo em refinarias e - Consumo nas unidades de E&P 9,7 fábricas de fertilizantes 9,0 - Consumo em transporte e arma-zenamento/ajustes 3,0 Consumo direto em termelé- - Absorção em UPGN 3,5 tricas da Petrobrás (FAFEN/Oferta de gás de produção interna 27,5 Termobahia/Canoas) 2,7
Importação 33,8 - Bolívia 27,1 - GNL 7,6 - Consumo em transporte 0,9
Oferta total 61,3 Demanda total 61,3Fonte: MME
OFERTA DEMANDA
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ASPECTOS INSTITUCIONAIS DO SETOR DE GÁS NATURAL
• A Constituição Federal estabelece que compete privativamente à União legislar sobre energia (art. 22, IV) e que cabe aos Estados explorar, diretamente, ou mediante concessão os serviços locais de gás canalizado (art. 25, 2º).
• A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997) estabelece que:– as atividade de exploração, desenvolvimento e produção de gás
natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação.
– as atividades de importação podem ser exercidas mediante autorização por meio de empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.
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ASPECTOS INSTITUCIONAIS DO SETOR DE GÁS NATURAL
• A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478, de 6 de agosto de
1997) estabelece que:
– as atividades de transporte de gás natural devem ser
segregadas.
– assegura o livre acesso aos gasodutos de transporte, com
exceção dos terminais de gás natural liquefeito (restrição
introduzida pela Lei do Gás).
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• A atividade de transporte de gás natural será exercida mediante regime de concessão, precedida de licitação, salvo no caso de gasodutos que envolvam acordos internacionais.
• O critério de seleção da proposta vencedora será o de menor receita anual.
• Para os gasodutos objeto do regime de concessão, caberá à ANP fixar as tarifas de transporte.
• Ratificou as autorizações para exercício da atividade transporte de gás natural expedidas pela ANP por período de 30 anos, contados da data de sua publicação
A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(1)
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• Concedeu período de exclusividade para os carregadores iniciais para os gasodutos de transporte existentes de 10 anos, contados do início da operação comercial.
• Facultou ao consumidor livre, autoprodutor e auto-importador cujas necessidades de gás natural nãopossam ser atendidas pela distribuidora estadualconstruir instalações e dutos para seu uso específico,mediante contrato que atribua à distribuidora estadualsua operação e manutenção, devendo as tarifas dessesserviços ser estabelecidas pelo órgão regulador estadual.
A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(2)
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• Prevê o estabelecimento de plano de contingência, a ser regulamentado pelo Poder Executivo
A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(2)
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A REGULAMENTAÇÃO DA LEI DO GÁS
• A Lei do Gás foi regulamentada pelo Decreto nº 7.382, de 2/12/2010.– Instituiu o Plano decenal de Expansão da Malha de Transporte
Dutoviário.
– Regulamentou o acesso de terceiros aos gasodutos de
transporte, inclusive a troca operacional de gás natural (swap).
– Estabeleceu que o critério de reajuste da receita anual do
transportador deverá considerar o Índice de Preços ao
Consumidor Amplo - IPCA como instrumento de correção
monetária.