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Apresentação Gabrielli - Seminário “O Brasil na Era do Pré-sal”
 

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    Apresentação Gabrielli - Seminário “O Brasil na Era do Pré-sal” Apresentação Gabrielli - Seminário “O Brasil na Era do Pré-sal” Presentation Transcript

    • A Petrobras e o Novo Marco Regulatório Pré-sal e áreas estratégicas José Sergio Gabrielli de Azevedo Salvador, 06/11/09 - Rede Bahia Presidente 1
    • AVISO As apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte- de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Americanos: expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", A SEC somente permite que as companhias de "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", óleo e gás incluam em seus relatórios bem como outros termos similares, visam a arquivados reservas provadas que a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, Companhia tenha comprovado por produção ou envolvem riscos ou incertezas previstos ou não testes de formação conclusivos que sejam pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das viáveis econômica e legalmente nas condições atuais expectativas, e o leitor não deve se basear econômicas e operacionais vigentes. exclusivamente nas informações aqui contidas. A Utilizamos alguns termos nesta Companhia não se obriga a atualizar as apresentação, tais como descobertas, que apresentações e previsões à luz de novas as orientações da SEC nos proíbem de usar informações ou de seus desdobramentos em nossos relatórios arquivados. futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. 2
    • NÚMERO DE CONCESSÕES NO BRASIL Concessões da Petrobras Concessões Outras Total (jan-2009) 100% Cias Brasil Parcerias Total W.I Exploração Blocos 77 109 186 154 340 Exploração PA´s 15 20 35 0 35 Produção 285 27 312 38 350 Total 377 156 533 192 725 3
    • A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL • Área Total: 149,000 km2 Demais Operadoras do Pré-sal • Área sob concessão: 41,772 km2 (28%) Bloco Consórcio • Área sem Concessão: 107,228 km² (72%) BMC-30 AND (30%), DEV (25%), SK (25%) e • Área concedida a Petrobras: 35,739 km2 (24%) IBV (25%) BMC-32 DEV (40%), AND (33%) e SK (27%) JUBARTE BMC-33 RPS (35%), STA (35%) e BR (33%) ESS-103 CHL-4 BMC-34 DEV (50%) e BR (50%) BFR-1 1-2 BMS-52 BG (40%) e BR (60%) Bi boer BAZ-1 BMS-54 SH (100%) BMS-55 RPS (40%), BR (35%), VAL (12,5%) e WSD (12,5%) Distancia da Terra = 60 km Bloco Consócio Àrea Total = 3.000 km2 BC-60 BR (100%) Jubarte Baleia Franca Cachalote Baleia Anã Baleia Azul Bloco Consórcio BMS-8 BR (66%), SH (20%) e PTG (14%) BMS-9 BR (45%), BG (30%) e RPS (25%) BMS-10 BR (65%), BG (25%) e PAX (10%) BMS-11 BR (65%), BG (25%) e PTG (10%) BMS-21 BR (80%), PTG (20%) Distancia da Terra = 300 km BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%) Área Total = 15.000 km2 BMS-24 BR (80%), PTG (20%) 4
    • EVOLUÇÃO DO PORTFÓLIO EXPLORATÓRIO Após quebra do monopólio, participação ativa nos Leilões da ANP (BID), com média • Com a quebra do monopólio superior a 50% de participação nos Leilões, em ambiente de livre concorrência a Petrobras teve a garantia de escolher os blocos no Brasil (BID 0) para explorar. Total das Áreas Licitadas (em KM2) Bid 10 (2008) 500.000 Bid 9 (2007) 450.000 Área Concedida pela • Os demais blocos ficaram 400.000 ANP no BID Zero Bid 8 (2006) com a ANP para leilões. Bid 7 (2005) 350.000 Bid 6 (2004) 300.000 • Durante os anos de 1999 a Bid 5 (2003) 250.000 2003, principalmente, a Bid 4 (2002) 200.000 Companhia teve que devolver Bid 3 (2001) grande parte dos blocos do 150.000 Bid 2 (2000) BID zero 100.000 Bid 1 (1999) 50.000 BID 0 (1998) • Após essa primeira etapa de 0 abertura, a ANP vem 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 realizando anualmente leilões de áreas Área total adquirida nos leilões da ANP exploratórias, com a 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 participação de empresas do Área Adquirida setor de óleo, nacional e (mil Km²) 54,7 48,1 48,6 25,3 22,0 39,7 171,0 45,3 45,0 internacional. Suspenso % Área Concedida 44,5% 58,2% 50,0% 56,5% 96,1% 91,2% 23,3% 23,1% 45,1% Petrobras + Parceiros 5
    • ÁREAS ARREMATADAS NOS LEILÕES DA ANP 2 4 0 .0 0 0 227.616 2 2 5. 0 0 0 Outras Cias BR Parcerias BR 100% 11. 2 4 1 2 10 .0 0 0 28.632 19 5.0 0 0 18 0 .0 0 0 16 5.0 0 0 150 .0 0 0 Área km2 13 5.0 0 0 12 0 .0 0 0 Área 10 5.0 0 0 18 7 . 7 4 3 9 0 .0 0 0 75.0 0 0 54.660 48.074 45.624 6 0 .0 0 0 686 48.529 48.030 1. 5 11 39.657 296 4 5. 0 0 0 23.646 10 . 6 6 1 14 . 3 2 2 10 . 18 0 26.492 25.289 21.950 3 0 .0 0 0 13 . 6 6 5 2 0 . 19 8 11.890 5.942 8.575 2.697 3 5 . 14 8 15. 0 0 0 30.328 5 . 7 14 20.862 15 . 9 6 0 27.766 20.071 24.203 11. 0 0 0 239 3.499 5 . 14 4 0 4.049 849 R-1 R-2 R-3 R-4 R-5 R-6 R-7 R-8 * R-9 R-10 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 * Aguardando decisão judicial 6
    • DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO CENÁRIO MUNDIAL DE DEMANDA POR ÓLEO Cenário Alto Crescimento EIA DOE Cenário de Referência | IEA Cenário mundial de demanda por óleo Cenário Baixo Crescimento EIA DOE Declínio atual Declínio natural Adição Requerida de Produção existente Capacidade (bpd) 2020 | 42 – 51 MM 2030 | 66 – 85 MM A diferença deverá ser suprida por: • Incorporação de novas descobertas • Fontes alternativas de energia • Maior eficiência energética 7
    • DISTRIBUIÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS E MODELOS CONTRATUAIS • Principais países detentores de grandes reservas apresentam risco exploratório menor • Mais de 80% das reservas mundiais estão localizadas em países que adotam o modelo de partilha da produção ou misto Rússia possui modelo misto Países que adotam concessão Países que adotam contratos de Partilha ou de Serviço 8
    • PORQUE UM NOVO MARCO REGULATÓRIO • País • País • Blocos exploratórios de baixa rentabilidade • Descoberta de uma das maiores províncias e risco elevado petrolíferas do mundo • Importador de Petróleo • Parque industrial diversificado • Escassez de recursos para investimentos • Perspectiva de aumento da capacidade de exportação • Petrobras • Insuficiência de capital para realizar • Petrobras investimentos • Elevada capacidade tecnológica • Dificuldade de captação externa • Maior capacidade de captação de recursos • Elevados custos de capital • Robusta carteira de investimento. • Preço do Petróleo • Preço do Petróleo • US$ 19/barril • Oscilando em torno de US$ 65/barril 9
    • PRINCIPAIS MODELOS DE CONTRATO DE E&P Sistemas Regulatórios Típicos Concessão Partilha de Produção Todo petróleo/gás natural Parte é da empresa e parte é Propriedade do Petróleo e do gás natural produzido é da empresa da União concessionária Acesso da empresa ao petróleo e ao gás Parte é da empresa e parte é Boca do poço natural da união Bônus de Assinatura, Todo óleo menos a Parcela da Royalties, Participação Parcela do Governo Empresa + Bônus de Especial, Pagamento por assinatura ocupação e retenção de área Parcela da Empresa Custo em óleo mais Receita bruta menos parcela Excedente em óleo e gás da do Governo empresa Propriedade das instalações Empresa União Gerenciamento e controle Menor controle do governo Maior controle do governo 10 10
    • O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL OPERADOR Responsável pela condução das atividades de exploração e produção, providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento), pessoal e recursos materiais (contratação) Acesso à informação estratégica Controle sobre a produção e custos Acesso e desenvolvimento de tecnologia PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas sujeitas ao regime de partilha de produção 11
    • PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 2.270 3.012 PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS CAPACIDADE DE REFINO 5.729 Premium I 7,5% a.a. 223 600 mil bpd . 6% a.a 409 2010: 43 MIL BPD e Premium II 3.655 2011:255 MIL BPD 300 mil bpd 1,177 2.757 1.779 1.791 2012: 150 MIL BPD 2.308 2.400 131 210 8,8% a.a. 634 103 109 100 142 124 463 126 273 321 3,920 2,680 1,792 1,855 2,050 2007 2008 2009 2013 2020 Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - Brasil Produção de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020 GÁS E ENERGIA Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões 2% 2% 2% US$ 174,4 bilhões Visão até 2013 3% E&P 7% 5,6 3.0 2.8 RTC • 9.629 km de gasodutos 11,8 3.2 G&E • 7.484 MW de capacidade de geração elétrica • 2 plantas de Regas + 2 plantas de GNL Petroquímica Distribuição 43,4 104,6 (*) 25% Crescimento da Oferta de Gás Natural 59% Biocombustíveis 2008: Brasil - 29 MM m3/d 2013: Brasil - 73 MM m3/d Corporativo Bolívia -29 MM m3/d Bolívia - 30 MM m3/d (*) US$ 17,0 bilhões destinados a GNL - 32 MM m3/d Exploração 12
    • NOVAS EMBARCAÇÕES Planejamento de Entrega de Novas Embarcações Recursos Críticos de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020 Navios de Grande Porte (1) 44 5 0 Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53 Plataformas de Produção (2) 15 8 22 Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3 Total 153 65 78 Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO) SONDAS DE PERFURAÇÃO 30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS: Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira • 23 serão entregues entre 2009 e 2011 exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras • 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as necessidades de curto prazo da Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para responder as demandas adicionais (sendo que 2 só serão liberadas em 2013). • 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018 (1) Promef 1 e Promef 2 13 (2) FPSO e SS
    • COMPRA DE NOVOS EQUIPAMENTOS EQUIPAMENTOS E MATERIAIS DEMANDADOS 2009-2013* unidades Motores de Combustão 603 143 Separadores de Água e Óleo 23 7 Turbinas 278 34 Torres 410 34 Tanques de Armazenamento 645 279 Reatores 106 161 Guindastes 89 22 Guinchos 133 40 Geradores 256 24 Queimadores (Flares) 31 3 Filtros 609 470 Compressores 629 48 Manifolds 140 Cabeças de Poço Seca 1280 426 Cabeças de Poço Molhada 229 98 Árvores de Natal Seca 1280 426 Árvores de Natal Molhada 417 75 2009 2010-2013 14 Esta lista não esgota todos os equipamentos e materiais demandados
    • CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS Parceria com mais de 100 instituições de ensino e pesquisa no Brasil e no exterior. Eixos da Estratégia Tecnológica Expandindo os limites Investimentos em Tecnologia 2009-2013 Maximização Transporte de Pré-sal destilados Gás Natural US$ 4,0 bilhões médios Offshore Águas ultra- Novas fronteiras Recuperação profundas 25% Exploratórias avançada Sustentabilidade 1.0 1.9 47% Aumentando o mix de produtos 5% 0.2 0.9 23% Refino de Biocombustíveis Gereciamento Gerenciamento de Eficiência E&P Abastecimento G&E Corp. Biomassa de 2ª Geração de CO2 água Energética 15
    • REDES TEMÁTICAS E NÚCLEOS REGIONAIS Construção de Infraestrutura de pesquisa no país com padrão internacional 7 Núcleos Regionais RJ - Rio de Janeiro(2) e Macaé(1) BA - Salvador RN - Natal SE - Aracaju ES - Vitória 2006 2009 38 Redes Temáticas 50 Redes Temáticas 71 Instituições em 19 80 Instituições em 19 unidades da Federação unidades da Federação 2006 – 2008 • 422 convênios assinados com 52 instituições de ensino e pesquisa nacionais Unidades Operacionais da PETROBRAS • Contratados R$ 724 Milhões Instituições de ensino e pesquisa nacionais Construção de novos laboratórios Ampliação de infra-estrutura Aquisição de equipamentos Núcleos Regionais 16
    • VANTAGEM COMPETITIVA EM ÁGUAS PROFUNDAS Petrobras opera 22% da produção global em águas profundas e possui o maior número de unidades de produção (FPS e navios). 2008 produção mundial em águas Operadores FPS profundas por operador Navios Contratados (Total de 252) 13% 22% 6% 8% 14% 9% 14% 14% Petrobras Exxon Shell Statoil BP Total Chevron Outros Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação. Águas profundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d’ água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas profundas em 2007 17
    • IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal Centro de logística Offshore Injeção alternativa de Centro de água e gás (HC ou tratamento de CO2) fluidos Offshore Armazenamento de CO2 Poços inclinados de em aqüíferos salinos, longo alcance (sal) campos maduros e caverna de sal Desenvolvimento Garantia de fluxo e Bóias em águas controle de formação Definitivo profundas de danos do Pré-sal (CALM) Sistemas de completação a Caracterização do seco (SPAR, TLP, Reservatório FPDSO, …) Armazenamento de GNL Flutuante gás Offshore em Tecnologia de caverna de sal separação / captura de CO2 18
    • NOVO MARCO REGULATÓRIO 19 19
    • NOVO MARCO REGULATÓRIO Partilha Cessão de Produção Onerosa Pré-Sal e Áreas Petrobras 100% Estratégicas Petrobras Operadora Até 5 bilhões boe Terceiros por Licitação Outras Mantém-se o Regime de Áreas Concessões Atual Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal 20
    • A PETROBRAS COMO OPERADORA ÚNICA DO PRÉ-SAL Desenvolvimento das Contratação e Contratação e execução tecnologias necessárias treinamento de pessoal de serviços para a condução das qualificado a planejar e especializados atividades executar as atividades Contratação da construção dos bens de capital necessários Garante-se que as decisões estratégicas serão tomadas por brasileiros, no Brasil 21
    • REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO Celebração dos contratos de partilha Definições Técnicas Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, não inferior a 30% Consórcio entre Petrobras, Petro-Sal e vencedora(s) da licitação, que será administrado pelo Comitê Operacional Petrobras poderá participar das licitações visando aumentar sua participação para além da mínima Vencedora da licitação será a Empresas Empresa que oferecer o maior + Petrobras* percentual do “óleo lucro” para Óleo União Lucro Petrobras acompanha o União percentual ofertado pela licitante vencedora União não assume riscos das atividades, exceto nos casos em que Óleo resolver investir diretamente Custo Antes de contratar, a União poderá fazer avaliação de potencial das áreas e, para tanto, poderá contratar diretamente a Petrobras 22 * Petrobras com no mínimo 30%
    • VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA Fatores considerados na avaliação Curva de produção Investimentos Custo de Volume de óleo produção Reservatório de petróleo Cenário de Taxa de preço futuro desconto Grau do desenvolvimento Ambiente fiscal das reservas / (participações Conhecimento governamentais) 23
    • CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS O valor da capitalização poderá ser de: • Mínimo: igual ao da cessão onerosa • Máximo: 3 vezes este valor Entrada de R$ no Caixa da Petrobras (exercício dos minoritários) Aumento de Capital na Petrobras (aprovado pelo Conselho Petrobras paga a Valoração das de Administração) União pela Cessão do Reservas em R$ exercício das atividades de E&P • União poderá fazer o aporte de capital na Petrobras com títulos da dívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado • A Petrobras poderá pagar a União, pela cessão onerosa dos direitos de E&P, utilizando os mesmos títulos advindos da capitalização 24 Valores hipotéticos e sem proporcionalidade no gráfico
    • NOVA EMPRESA ESTATAL – PETRO-SAL Tem por objetivo diminuir a assimetria de informações entre a União e as empresas de Petróleo por meio da atuação e acompanhamento direto de todas as atividades na área de E&P, em especial o custo de produção do óleo •Principais Atribuições: • Gestão dos contratos de partilha de produção celebrados pelo MME, participando dos consórcios e dos comitês de gestão, com poder de voto e veto • Não assumirá riscos e não fará investimentos (não possuirá ativos; não aufere receitas com a partilha) • Gestão dos contratos para a comercialização do petróleo e gás natural da União, podendo contratar Petrobras dispensada a licitação • Analisar dados sísmicos • Representar a união nos procedimentos de individualização da produção A PETRO-SAL NÃO EXECUTARÁ ATIVIDADES DE E&P 25
    • NOVA EMPRESA ESTATAL – PETRO-SAL •Principais fontes dos recursos da Petro-sal provenientes da: • Gestão dos contratos de partilha de produção, incluindo parcela do bônus de assinatura • Gestão dos contratos de comercialização • Acordos e convênios realizados com entidades nacionais e internacionais • Aplicações financeiras que forem realizadas • Alienação de bens patrimoniais • Doações, legados, subvenções e outros A remuneração da Petro-sal pela gestão dos contratos de partilha de produção será estipulada em função das fases de cada contrato e das dimensões dos blocos e campos 26
    • NOVO FUNDO SOCIAL - NFS Objetivos • Proporciona uma fonte regular de recursos para as atividades prioritárias: • Combate à pobreza e o incentivo à educação de qualidade, a cultura, a inovação científica e tecnológica e a sustentabilidade ambiental • Transforma a riqueza baseada nos recursos naturais em riqueza para as pessoas, em oportunidades e desenvolvimento humano e ambiental • Recebe a renda do petróleo, realiza aplicações e proporciona uma receita regular para União, que a direciona para as atividades prioritárias • Os recursos do NFS repassados à União serão orçados e fiscalizados pelo Congresso 27
    • NOVO FUNDO SOCIAL - NFS Recursos • Resultado da partilha de produção que cabe à União • Bônus de assinatura de contratos de partilha de produção • Royalties da União em contratos de partilha de produção Política de Investimentos • O NFS realizará investimentos no Brasil e no exterior com objetivo de diversificar o risco e evitar os problemas da “doença holandesa” • As aplicações realizadas para valorizar os recursos do NFS terão critérios de solidez liquidez, classificação e diversificação de risco, bem como de rentabilidade esperada • As aplicações no Brasil poderão ser destinados a projetos de infra-estrutura social • Instituições financeiras poderão ser contratadas para atuarem com agentes operadores 28
    • OS DESAFIOS DA PETROBRAS DESAFIOS DO PLANO ESTRATÉGICO Audacioso plano de negócios 2009-2013 Forte incremento do portfólio de E&P e maior integração com as demais áreas, demandando: Aprimoramento do modelo de gestão da companhia Administração dos recursos críticos (financeiros, tecnológicos, RH, contratação de equipamentos e serviços) DESAFIOS AINDA MAIORES COM O NOVO MARCO REGULATÓRIO Expansão dos investimentos em todas as áreas de negócios, mantendo a Companhia integrada Administração financeira, contábil e tributária Contratação e formação de novos Empregados (treinamento contínuo da força de trabalho) Ampliação dos controles internos (inclusão de mais um ente fiscalizador – Petro-sal, e novos parceiros na partilha de produção) 29
    • OBRIGADO 30