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Pré-sal: folheto

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  • 1. Pré-Sal E MARCO REGULATÓRIO DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS
  • 2. SUMÁrIO capítulo 1 aspeCtOs geOpOlítiCOs e eCOnÔmiCOs dO pré-sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 capítulo 2 nOvOs desafiOs e OpOrtunidades para O brasil e a petrObras . . . . . . . . . . . 8 capítulo 3 perguntas e respOstas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 ConTExTo E rEGulAção Do SETor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 ProJETo DE lEI: SISTEMA DE PArTIlHA (Pl-5.938/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 ProJETo DE lEI: PETro-SAl (Pl-5.939/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 ProJETo DE lEI: FunDo SoCIAl (Pl-5.940/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 ProJETo DE lEI: CESSão onEroSA (Pl-5.941/2009) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 DÚvIDAS GErAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
  • 3. 2 1 capítulo impOrtânCia dO petróleO e dO gás natural Embora os combustíveis fósseis possivelmente per- cam espaço, no futuro, para fontes energéticas reno- váveis, com menores emissões de gás carbônico, pe- tróleo e gás natural continuarão a ser majoritários nos cenários energéticos. A Agência Internacional de Energia estima que, de 2006 a 2030, haverá um cres- aspeCtOs geOpOlítiCOs e eCOnÔmiCOs dO pré-sal cimento da demanda mundial de energia da ordem de 45%. o petróleo perderá participação de 34% pa- ra 30%, mas seu consumo crescerá de 80 milhões para cerca de 106 milhões de barris por dia (bpd). no brasil a situação será similar. o petróleo perderá participação de 36% para 27%, mas o consumo in- terno de petróleo evoluirá de 1,95 milhão (2008) para cerca de 3,0 milhões (2030) de bpd.
  • 4. 3 O desafio da oferta mundial de petróleo Em 2008, a produção mundial de petróleo foi de 85 milhões de bpd. Considerando-se apenas os campos produtores existentes e seu declínio natural, a Agên- cia Internacional de Energia projeta para 2030 uma produção de 31 milhões de bpd. Como se estima uma demanda mundial de 106 milhões de bpd,esse déficit de 75 milhões de bpd deverá ser suprido tanto pela melhoria do fator de recuperação dos campos exis- tentes como, principalmente, pela incorporação de novas descobertas de petróleo, com volumes capa- zes de suprir a demanda prevista. Dessa forma, observa-se que a descoberta do pe- tróleo do Pré-Sal se torna relevante no cenário não apenas nacional, mas também no mundial. Prova disso é que apenas os volumes atuais esti- mados das áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, se somados, constituem a segunda maior descoberta petrolífera dos dez últimos anos, abaixo apenas de Kashagan – campo gigante descoberto no Caza- quistão em 2000. “a nação que possui petróleo em seu subsolo e o entrega a outro país para explorar não zela pelo seu futuro.” WoodrowWilson, presidente dos EUA, 1913 Necessidade de aumento da produção de petróleo por incorporação de novas reservas Declínio da produção dos campos existentes Cenários de demanda global de óleo Milhões de barris / dia 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 120 100 80 60 40 20 0 cenários da demanda global de líquidos Fonte: IEA World Energy Outlook 2008 – EIA International Energy Outlook 2009 Obs.: Declínio natural (6,0% a.a.) / Declínio observado (4,5% a.a.) – WEO 2008 n . A produção das reservas apresenta declínio natural. n . Nos últimos anos as novas descobertas não foram suficientes para repor a demanda de combustíveis fósseis. n . .Em qualquer cenário de crescimento da economia mundial serão necessárias descobertas de grandes volumes de óleo para suprir a demanda prevista.
  • 5. 4 Controle e acesso às reservas mundiais O acesso às reservas de petróleo é uma das princi- pais causas de crises, conflitos e guerras internacio- nais, principalmente porque os países mais industria- lizados e as grandes companhias petrolíferas priva- das mundiais são fortemente dependentes da impor- tação. Em 1977, entre o primeiro e o segundo choque do petróleo, Henry Kissinger (professor da Universi- dade de Harvard, diplomata e ex-secretário de Esta- do norte-americano) já previa: “Os países industrializados não poderão viver da ma- neira como existiram até hoje, se não tiverem à sua disposição os recursos naturais não renováveis no planeta, a um preço próximo do custo de extração e transporte e, se elevados, sem perda de relação de troca pelo reajustamento correspondente nos seus produtos de exportação. Para tanto, terão os países industrializados que montar um sistema mais requin- tado e eficiente de pressões e constrangimentos polí- ticos, econômicos ou mesmo militares, garantidores da consecução dos seus intentos.”(Folha de São Pau- lo – 29/06/1977) Nesse cenário de conflito de interesses, a garantia de suprimento é questão de segurança nacional. De um lado, países consumidores com pouca ou nenhuma reserva, grandes mercados e base industrial, disponi- bilidade de capitais e alta tecnologia exploratória. Do outro, países produtores com enormes reservas, mercado pequeno, reduzida base industrial, baixa disponibilidade de capitais (exceto Arábia Saudita, Kuwait, Emirados Árabes e Qatar), pouca tecnologia petrolífera e muitos com instabilidade institucional. Trata-se de países tipicamente exportadores de pe- tróleo bruto. As reservas mundiais de petróleo estão assim distribuídas: n 75% das grandes reservas pertencem a países da Opep. Seis países (Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuwait, Emirados Árabes e Venezuela) contro- lam 65% do volume de uma reserva provada de 1,26 trilhão de barris. Outros seis países que compõem essa organização (Líbia, Nigéria,Argé- lia, Angola, Qatar e Equador) possuem mais 10% da reserva provada; n Os países da antiga União Soviética (principal- mente Rússia, Cazaquistão e Azerbaijão) têm cer- ca de 10% da reserva provada; n Países da OCDE (Estados Unidos, Canadá, Norue- ga, Grã-Bretanha e outros) possuem em torno de 7% das reservas; n O restante do mundo conta com 8% das reservas de óleo (China, Brasil, México, Índia e demais paí- ses asiáticos, africanos e sul-americanos)1 . Nesse contexto, alguns casos merecem especial atenção. Os Estados Unidos – país com o maior consumo mundial – têm reserva declinante, assim como Canadá, Grã-Bretanha e Noruega. Mas, à diferen- ça destes, não são autossuficientes em petróleo. Mesmo com a crise econômica, o país importa ho- je cerca de 13 milhões de bpd de petróleo e deriva- dos, tendo um correspondente dispêndio de divi- sas da ordem de 500 bilhões de dólares. No pico de preços do petróleo ocorrido no primeiro se- mestre de 2008, essa quantia se aproximou de 1,0 trilhão de dólares. A China, embora tenha uma expressiva produção de petróleo (da ordem de 3,8 milhões de bpd), devido a um consumo superior a 8,3 milhões de bpd, importa cerca de 4,5 milhões de bpd. A Índia tem situação similar: consome cerca de 3,0 milhões de bpd, mas só produz 0,7 milhão de bpd, sendo obrigada a importar aproximadamente 2,3 mi- lhões de bpd. Outros países altamente consumidores, como Japão (4,8 milhões de bpd), Alemanha (2,5 milhões de bpd), 1 As reservas do Pré-Sal não estão contabilizadas nesses números, por se tratar de reservas ainda não totalmente quantificadas, avaliadas e provadas.
  • 6. 5 CoreiadoSul(2,3milhõesdebpd),França(1,9milhãode bpd)eItália(1,7milhãodebpd),nãotêmpetróleooupro- duzem volumes inexpressivos,sendo totalmente depen- dentes de importações. A Rússia é exceção, uma vez que produz 9,8 milhões de bpd e consome cerca de 2,8 milhões de bpd, ex- portando em torno de 7,0 milhões de bpd. Suas reser- vas estão em ligeiro declínio, mas há potencial para novas descobertas. Uma dificuldade para o país são problemas logísticos relacionados à possibilidade de oferta ao mercado mundial. Com relação às companhias petrolíferas, como indica o gráfico acima, empresas estatais controladas pelos go- vernos com acesso limitado dominam 77% da proprie- dade das reservas mundiais. Situação similar ocorre em relação às reservas de gás natural. Quanto ao sistema de contratação, praticamente todos os países da Opep – onde a probabilidade de descoberta de grandes reservas de petróleo é relativamente alta – adotam a partilha de produção, também utilizada por China e Índia. Rússia e Cazaquistão adotam um sistema misto,mas com predominância da partilha de produção. Fonte: PFC Energy 2009 propriedade das reservas mundiais “Liberdade política é simples palavra, caso não se apoie na independência econômica, cujo nervo é o petróleo, na paz e na guerra.” generalJúlio Caetano Horta Barbosa, primeiro presidente do Conselho Nacional do Petróleo, 1948 n . .A propriedade das reservas de petróleo e gás natural é dominada por empresas estatais controladas pelos governos. n . .O acesso às reservas é uma das principais questões geopolíticas e causa de eventuais crises internacionais. Óleo Gás 51% Reservas das empresas estatais (acesso limitado) 25% Reservas detidas por empresas russas 15% Reservas das empresas estatais (acesso por meio de participação) 9% Acesso livre às empresas privadas Total: 1,04 trilhão de barris de óleo equivalente 77% Reservas das empresas estatais (acesso limitado) 10% Reservas das empresas estatais (acesso por meio de participação) 7% Acesso livre às empresas privadas 6% Reservas detidas por empresas russas Total: 1,24 trilhão de barris de óleo equivalente
  • 7. 6 Importância do petróleo do Pré-Sal para o País Nesse contexto, o Brasil se encontra numa posição altamente privilegiada. É um país com grande merca- do consumidor, autossuficiente, tem forte e diversifi- cada base industrial, alta tecnologia petrolífera, além de estabilidade institucional, econômica e jurídica. Graças às descobertas no Pré-Sal, o País continuará autossuficiente por muitos anos e, futuramente, será um importante ator no cenário petroleiro mundial, como exportador de derivados e de petróleo bruto. As reservas totais do Pré-Sal ainda são desconhe- cidas, mas, apenas com os volumes potenciais anunciados das áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubar- te (ainda não totalmente quantificados), já se tem um volume de óleo capaz de mais do que dobrar a reserva brasileira. Esses campos poderão produ- zir até 2020 mais do que 1,8 milhão de bpd (a pro- dução atual é de 2,0 milhões de bpd). Nesse mes- mo ano, a produção total do País deverá estar na faixa de 4,0 milhões de bpd. Para o Brasil, portanto, esse cenário aponta: n Segurança energética, com a garantia da manu- tenção da autossuficiência petrolífera, que contri- buirá para a estabilidade econômica; n Blindagem quanto a eventuais crises energéticas mundiais, quer por flutuações de preços, quer por crises no abastecimento; n Geração de divisas com exportação, seja de exce- dentes de petróleo bruto, seja por exportação de produtos refinados, aumentando o superávit da balança comercial; n Melhoria da percepção de risco do País, atraindo mais investimentos e captações financeiras a me- nores juros; n Maior desenvolvimento do parque industrial, com aumento das encomendas de equipamentos e serviços, atendendo à Política do Desenvolvimen- to Produtivo (PDP); n Diversificação da economia,com a criação de em- pregos, crescimento da renda nacional e per capita e melhor distribuição de renda, incluindo a aplica- ção de maiores recursos em saúde, educação, ha- bitação, pesquisa tecnológica e infraestrutura, apenas com os rendimentos gerados pela renda petrolífera governamental;
  • 8. 7 n Maior consumo interno, com aumento da arreca- dação tributária e redução da dívida interna; n Acúmulo de reservas, o que fortalecerá a moeda e auxiliará a sustentabilidade do crescimento econômico; n Criação e desenvolvimento de tecnologia de ponta, consolidando a liderança em exploração e produ- ção offshore; n Geração de volumes apreciáveis de gás natural, que contribuirá para melhor equilíbrio da matriz energética nacional; n Possibilidade futura de exportação de gás natural liquefeito (Gnl); n o País como um dos dez maiores produtores mundiais de petróleo (a produção pode ser supe- rior a 5,0 milhões de bpd nos próximos 15 anos); n Fortalecimento da Petrobras como importante player no cenário petrolífero e energético mundial; n Aumento da importância econômica e geopolítica no cenário latino-americano e mundial. prOduçãO tOtal da petrObras nO brasil e nO mundO (MIl bArrIS DE ÓlEo EquIvAlEnTE Por DIA) 1.637 2001 5.729 20202002 1.812 2003 2.042 2004 2.027 2005 2.223 2006 2.305 2007 2.308 2008 2.400 2009 2.757 2013 3.655 5,6% a.a. 8,8% a.a. 7,5% a.a. n A taxa de crescimento anual da Petrobras é de 5,6% para o período (2001 a 2008) – uma das maiores da indústria mundial. n Espera-se uma taxa de aumento de 7,5% ao ano, incluindo o Pré-Sal. n Em 2020, a produção da Petrobras será mais do que o dobro com relação à de 2008. FonTE: PETrobrAS
  • 9. 8 2 capítulo A descoberta de grandes acumulações de petróleo leve e gás natural abaixo da extensa camada de sal que acompanha boa parte da plataforma continental brasileira recompensa mais de meio século de expe- riências acumuladas e pesquisas promovidas pela Petrobras em várias bacias sedimentares do País. os investimentos em tecnologia e formação de geólo- gos, geofísicos, engenheiros e outros profissionais, que proporcionaram o domínio das operações em águas profundas e ultraprofundas iniciadas nos anos 1980,foram vitais para que se chegasse às rochas en- contradas no Pré-Sal das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. Para viabilizar as atividades em larga escala em profundidades que chegam a mais de 5 mil metros abaixo do nível do mar, a Companhia continua vencendo desafios tecnológicos, gerenciais e logísti- cos, proporcionais à magnitude dos reservatórios lo- calizados nessa nova fronteira exploratória. As acumulações de hidrocarbonetos do Pré-Sal elevam o brasil a um novo patamar no mercado mundial de energia. Autossuficiente em petróleo desde 2006 e com uma produção diária que ultra- passa 2 milhões de barris de óleo equivalente (óleo e gás), o brasil se prepara para se tornar um dos poucos países exportadores de petróleo e deriva- dos do mundo na próxima década, graças à desco- berta histórica feita pela Petrobras, há três anos, na bacia de Santos. Essa ascensão ao patamar de na- ção exportadora de petróleo terá a contribuição decisiva da Petrobras. Como parte de sua arrojada estratégia de expansão, a Companhia e seus par- ceiros planejam produzir, só nas áreas já concedi- das do Pré-Sal, 1,4 milhão de barris diários em 2017 e chegar a mais de 1,8 milhão em 2020. As rochas do Pré-Sal se estendem por aproximada- mente 800 quilômetros ao longo da plataforma con- tinental, entre o Espírito Santo e Santa Catarina, nu- ma faixa de cerca de 200 quilômetros de largura. Dis- tribuídas nas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, essas rochas estão abaixo de uma camada de sal que pode chegar a 2 mil metros de espessura, sob lâmina d’água de até 3 mil metros. nos 149 mil quilô- metros quadrados da chamada província do Pré-Sal, os blocos exploratórios concedidos pela Agência na- cional do Petróleo, Gás natural e biocombustíveis (AnP) totalizam 41,8 mil quilômetros quadrados (28%).A Petrobras tem participação em quase todos os blocos, com 100% dos direitos ou associada a ou- tras empresas, credenciada pelo saber tecnológico e pela experiência, que a tornam um exemplo interna- cional em operações offshore. pesquisas na baCia de santOs deram iníCiO às desCObertas Esta nova fase na história das atividades de E&P no brasil é o resultado do processo de acumulação do co- nhecimento geológico adquirido em mais de duas dé- cadas de exploração em águas profundas e ultrapro- fundas em todo o País. Muitos esforços e investimen- tos foram empreendidos até se compor o cenário de conhecimento necessário para que a Petrobras pu- desse avaliar, de forma consistente, a potencialidade no Pré-Sal da bacia de Santos e ali realizar as ativida- des exploratórias que resultaram nessas descobertas. Após ter realizado um grande levantamento sísmico 3D, com mais de 17 mil km² – até então o maior pro- nOvOs desafiOs e OpOrtunidades para O brasil e a petrObras
  • 10. 9 O Brasil se preparaparaser um dos poucos países exportadores de petróleo e derivados do mundo, graças à descoberta da Petrobras grama sísmico 3D realizado no mundo –, na área de águas ultraprofundas da Bacia de Santos, a Petro- bras definiu com maior clareza todo o contexto geo- lógico. A partir de então, empreendeu todos os esfor- ços para adaptar, de forma extremamente rápida, as suas tecnologias de perfuração para atingir os reser- vatórios do Pré-Sal. Iniciou-se, assim, uma nova fase na história da exploração de petróleo no Brasil. A primeira descoberta no Pré-Sal na Bacia de Santos ocorreu no bloco BM-S-10 em julho de 2005 (área de- nominada como Parati), abrindo grandes perspecti- vas para as demais oportunidades dos outros blocos de águas ultraprofundas nessa bacia. Em julho do ano seguinte, ocorreu a importante desco- berta de Tupi no bloco BM-S-11. Ainda no final de 2007, foram anunciadas mais duas descobertas: Carioca (BM- S-9)eCaramba(BM-S-21).Aolongode2008,quatrono- vas descobertas foram realizadas: Júpiter (BM-S-24), Bem-Te-Vi (BM-S-8),Guará (BM-S-9) e Iara (BM-S-11). Em 2007, a Petrobras lançou o Programa Tecnológico da Produção dos Reservatórios Pré-Sal (Prosal), que centraliza projetos em engenharia de poço, de reser- vatório e escoamento. Em 2008, para implementar o Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos (Plansal), uma gerência específica foi criada na área de Exploração e Produ- ção. De 2009 a 2013, os investimentos no Pré-Sal so- marão US$ 28,9 bilhões, dos quais US$ 18,6 bilhões na Bacia de Santos. O volume de recursos a ser apli- cado no Pré-Sal chega a 16,6% dos US$ 174,4 bilhões que serão investidos pela Petrobras no período. No Pré-Sal, a Companhia já produz na área de Tupi (Bacia de Santos) e em Jubarte (Bacia do Espírito Santo), em regime de teste. Com 15 meses de dura- ção, o teste de Tupi é o grande marco para a aquisição de informações a respeito do comportamento dos re- servatórios sob a camada de sal. Nessa área, desde 1° de maio de 2009, 14 mil barris de óleo leve, de alta qualidade e valor comercial, estão sendo produzidos via navio-plataforma FPSO BW Cidade de São Vicen- te. No fim de 2010, com seus poços ligados ao primei- ro sistema piloto de produção, Tupi produzirá diaria- mente até 100 mil barris de óleo e 4 milhões de me- tros cúbicos de gás natural. O compromisso com a participação crescente do con­ teúdo nacional nas encomendas é imperativo para a Pe- trobras. A demanda por sondas, plataformas, navios e outrosequipamentosvaiimpulsionaraindústriadebase, a engenharia brasileira e a construção naval.Ao mesmo tempo,abrirá novas oportunidades de parcerias das uni- versidades e dos institutos de pesquisa com as compa- nhias de óleo e gás.Na prática,o desenvolvimento dessa cadeia industrial e tecnológica resultará na criação de empregos,na geração de renda,no estímulo à formação profissional dos trabalhadores e no aumento da receita tributária da União,dos estados e dos municípios. A produção em larga escala no Pré-Sal, a partir da próxi- madécada,serárevertidatambémemrecursosaserem aplicados no desenvolvimento social e econômico do Brasil. Como o risco exploratório no Pré-Sal é baixo e a produtividadealta,ogovernoeoCongressoNacionaltra- balham na instituição de novas regras para o setor, a se- rem aplicadas às áreas que ainda não foram concedidas. Essas novas regras comporão o novo marco regulatório, quepermitiráqueseexerçadeformasoberanaesusten- távelocontroledasatividadesprodutivasnoscamposdo Pré-Sal,para que os brasileiros sejam os grandes benefi- ciários da riqueza descoberta pela Petrobras.
  • 11. 10 COnteXtO e regulaçãO dO setOr 1. o quE É o MArCo rEGulATÓrIo Do PETrÓlEo? É o conjunto de leis, normas e diretrizes que regula todas as atividades relacionadas ao setor e que cria organismos e processos de fiscalização e con- trole dessas atividades. 2. CoMo FunCIonAM oS DIFErEnTES SISTEMAS no MunDo? Cada país adota um diferente sistema ou sistemas que agregam características específicas,de acordo com as peculiaridades e necessidades de cada na- ção. Há três sistemas mais utilizados: concessão, partilha de produção e prestação de serviços. Aprincipal característica do sistema de concessão é que as atividades são realizadas por conta e risco do concessionário, sem interferência ou maior controle dos governos nos projetos de exploração e produ- ção,respeitadaaregulaçãoexistente.Casohajauma descoberta e ela seja desenvolvida, o petróleo e gás natural, uma vez extraídos, passam a pertencer aos concessionários após o pagamento de royalties e outras participações governamentais. o sistema de partilha costuma ser usado por paí- ses com reservas abundantes e baixo risco explo- ratório.nesses contratos,a companhia ou consór- cio que executa as atividades assume o risco ex- ploratório.Em caso de sucesso,tem os seus inves- timentos e custos ressarcidos em óleo (o chama- do óleo-custo). o lucro da atividade resulta da de- dução dos investimentos e custos de produção da receita total. Convertido em óleo, esse valor é cha- mado de óleo-lucro, que passa a ser repartido en- tre a companhia (ou consórcio) e o governo, em porcentagens variáveis. no sistema de prestação de serviços, uma empre- sa é contratada para realizar as atividades de ex- ploração e produção e tem seus serviços pagos segundo metodologias contratuais predefinidas. nesse modelo, toda a produção normalmente é de propriedade do Estado. Cerca de 80% das reservas mundiais estão em paí- ses que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos, que misturam características de mais de um modelo, mas com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção. 3 capítulo perguntas e respOstas
  • 12. 11 Regimes Jurídicos Aplicáveis às Atividades de E&P – atributos-chave REGIME TIPO DE ACORDO GESTÃO DE EMPREENDIMENTO PROPRIEDADE DO PETRÓLEO E DO GÁS NATURAL PRODUZIDO PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL Monopólio Serviço puro Empresa estatal Empresa estatal Proporcional aos volumes produzidos Monopólio Serviço com cláusula de risco Exploração: empresa contratada Empresa estatal Após o ressarcimento dos investimentos da contratada Produção: compartilhada Aberto Participação Compartilhada Compartilhada Proporcional aos volumes produzidos Aberto Partilha de produção Empresa contratada Óleo-custo: empresa contratada Após o ressarcimento dos investimentos da contratada Óleo-lucro: compartilhada Aberto Concessão Empresa concessionária Empresa concessionária Proporcional aos volumes produzidos 3. Qual é o sistema adotado no Brasil? Atualmente, as atividades de exploração e produção depetróleoegásnaturalsãoregidaspelaLei9.478/97, emsubstituiçãoàLei2.004/53,queadotouomodelo de concessão no Brasil e permitiu que outras empre- sas atuassem no setor. A mesma lei instituiu o Con- selho Nacional de Política Energética (CNPE) – órgão que assessora o presidente da República para for- mular políticas e diretrizes de energia – e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – autarquia vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME) e criada para regular, contratar e fis- calizar as atividades dessa indústria. Para as atividades de exploração e produção, a ANP passou a promover leilões públicos (chama- dos de rodadas de licitação), abertos a empresas públicas e privadas, visando à assinatura de con- cercade 80% DAS RESERVAS MUNDIAIS estão em países que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos tratos de concessão. No sistema atualmente ado- tado pela ANP, vence a empresa ou consórcio que obtiver a maior pontuação em três fatores: o bô- nus de assinatura (valor em dinheiro ofertado à União pelo direito de assinar um contrato de con- cessão); o índice de nacionalização das compras de equipamentos e serviços para as atividades de exploração e desenvolvimento; e, finalmente, um programa de trabalho mínimo a realizar. Nesse sistema,as atividades são realizadas por con- ta e risco dos concessionários, sem interferência da União no ritmo dos projetos.Assim, as reservas per- tencem à União até serem levadas à superfície, quando se tornam propriedade de quem as extraiu. Desde 1999, foram concedidos em rodadas de lici- tações mais de 500 blocos exploratórios, localiza- dos em diferentes bacias sedimentares brasileiras, para grupos de controle nacional e estrangeiro. Fonte: pETROBRAS
  • 13. 12 4. Como é feita a distribuição da renda gerada no sistema de concessão brasileiro? São quatro as participações governamentais pre- vistas no modelo de concessão: bônus de assina- tura; royalties (incidem sobre a renda bruta da produção e podem variar de 5% a 10%); participa- ções especiais (alíquotas que variam de 10% a 40%,aplicáveis nos casos de grandes produções); pagamento pela ocupação ou retenção de área (o que a concessionária paga por área concedida). Além das participações governamentais, o pro- prietário da terra onde se realize atividade de pro- dução tem direito a 1% da receita bruta da produ- ção de petróleo e gás natural. A distribuição das participações governamentais ocorre entre a União, os estados e municípios, em percentuais variáveis, conforme definidos na lei e no decreto específicos. Fonte: Relatório da BP World Energy Review 2008 n concessão n partilha ou serviços n sistema misto concessão partilha ou serviços sistema misto Brasil Canadá Estados Unidos Noruega Reino Unido Angola Arábia Saudita Argélia Azerbaijão China Emirados Árabes Unidos Indonésia Irã Iraque Kuwait Líbia México Nigéria Qatar Venezuela Cazaquistão Rússia Países responsáveis por mais de 1% da produção mundial de petróleo
  • 14. 13 5. Por que o Marco Regulatório está sendo modificado? Quando a atual legislação que regula o setor de petróleo foi criada, em 1997, o Brasil e a Petrobras estavam inseridos num contexto de instabilidade econômica, e o preço do petróleo estava em baixa (US$ 19 o barril). Além disso, os blocos explorató- rios tinham alto risco, perspectiva de baixa renta- bilidade, e o País era grande importador de petró- leo. O marco regulatório que adotou o sistema de concessão foi criado, à época, para possibilitar re- torno àqueles que assumiriam esse alto risco. Hoje, o contexto é outro. O Brasil alcançou esta- bilidade econômica, foi atingida a autossuficiên- cia, os preços do petróleo estão significativa- mente mais elevados, e as descobertas no Pré- Sal, uma das maiores províncias petrolíferas do mundo, poderão, apenas com as áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, dobrar o volume de reser- vas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se que o risco exploratório é baixo e a produtivida- de é alta nas descobertas localizadas na cama- da Pré-Sal. Com o regime de partilha, o governo pretende ob- ter maior controle da exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam reverti- dos de maneira mais equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropria- do ao contexto atual e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País. Fundo Especial: dividido entre estados e municípios Bônus de assinatura: valor pago pelo direito de explorar a área Retenção de área: arrecadada de acordo com a área concedida Pagamento aos proprietários da terra: previsto no art. 52 da Lei 9.478/97 Fundo EspecialMunicípios Estados Governo Federal Proprietário do imóvel onde ocorre a lavra Distribuição da renda gerada pelo sistema de concessão Royalties * Participações Especiais Bônus de assinatura Retenção da área Participação do proprietário da terra 40%10% 50% 100% 100% 100% 30%26%35%9% Fonte: pETROBRAS * Foi considerada, neste caso, a distribuição para a alíquota de 10%.
  • 15. 14 6. O que é o novo marco regulatório? São as novas regras para exploração e produção de petróleo e gás natural na área de ocorrência da ca- mada Pré-Sal e em áreas que venham a ser consi- deradas estratégicas, enviadas pelo governo para apreciação do Poder Legislativo no dia 31 de agosto de 2009, na forma de quatro projetos de lei (PL). Os projetos de lei definem o sistema de partilha de produção para a exploração e a produção nas áre- as ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma nova estatal (Petro-Sal); a formação de um Fundo Social; e a cessão onerosa à Petrobras do direito de exercer atividades de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural em determinadas áreas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de bar- ris,além de uma capitalização da Companhia.Se a proposta do governo for aprovada, o País passará a ter três sistemas para as atividades de E&P de pe- tróleo e gás natural: concessão, partilha de produ- ção e cessão onerosa. Projeto de Lei: sistema de Partilha (PL-5.938/2009) 7. Como funcionará o sistema de partilha? O sistema de partilha de produção será vigente nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal e naquelas que venham a ser definidas como estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Na partilha de produção, os riscos das atividades são assumidos pelos contratados, que serão res- sarcidos apenas se fizerem descobertas comer- ciais. Esse pagamento é feito com o custo em óleo (chamado de óleo-custo),em valor suficiente para ressarcir as despesas da(s) empresa(s) con­tra­ tada(s). O restante da produção (excedente em óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e a(s) contratada(s). Fonte: pETROBRAS Pré-Sal e Áreas Estratégicas Outras Áreas Partilha de Produção Cessão Onerosa Concessão Petrobras 100% (sem licitação) Petrobras: operadora ou não-operadora, atuando isoladamente ou em parcerias, por licitação Terceiros: operadoras ou em parcerias (não necessariamente com a Petrobras), por licitação Petrobras 100% (direito limitado à produção de 5 bilhões de barris equivalentes) Petrobras operadora (mín. 30%) Licitação: Terceiros (sócios não-operadores) ou Petrobras (participação adicional à mínima) papel da petrobras nos três sistemas
  • 16. 15 Segundo esse projeto de lei, a União poderá cele- brar os contratos de duas formas: exclusivamen- te com a Petrobras (100%) ou a partir de licita- ções, com livre participação das empresas, atri- buindo-se à Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os con- sórcios. Os contratos, até que seja publicada le- gislação específica, terão que pagar royalties, na forma da Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo, definido contrato a contrato, que não será crité- rio de licitação. O projeto prevê ainda que, até a edição de regulamento específico, será devida a participação especial, na forma da Lei 9.478/97, a ser paga a partir da receita obtida pela venda da produção que couber à União. 8. Quais são as vantagens do sistema de partilha para as áreas do Pré-Sal? As vantagens da adoção de um sistema de partilha não são necessariamente apenas econômicas, mas também estratégicas. No modelo de partilha pro- posto ao Congresso Nacional,a União participará di- retamente das decisões de cada projeto de E&P por meio da Petro-Sal e,dessa forma,terá maior contro- le sobre o setor,além da propriedade de parte do pe- tróleo e do gás produzidos.A definição da Petrobras como operadora única dos contratos de partilha de produção também é uma vantagem deste modelo porque será acentuado o papel que a Companhia já desempenha com relação aos fornecedores nacio- nais, priorizando suas compras no mercado local. Tudoissoestimularáocrescimentoeofortalecimen- to da indústria nacional,que poderá se tornar expor- tadora de bens e serviços na área de petróleo e gás para o mercado mundial. Outra consequência positiva é que o fortalecimen- to da cadeia de fornecedores da Petrobras deverá se estender a outros segmentos industriais indire- tamente ligados ao setor, conferindo à indústria nacional como um todo excelentes perspectivas. 9. Quando a exploração do bloco for oferecida exclusivamente à Petrobras, como será definido o percentual de óleo-lucro que caberá à União? Nesse caso, o Conselho Nacional de Política Ener- gética (CNPE) definirá o percentual mínimo do ex- cedente em óleo que caberá à União, a partir dos critérios propostos pelo Ministério de Minas e Ener- gia (MME). 10. Quando houver licitação, como será a participação da Petrobras? A Petrobras terá assegurada uma participação mínima de 30%. Além disso, poderá entrar em licitações e, assim, ampliar essa participação mínima. 11. Nas áreas licitadas, o que faz uma empresa venceraconcorrência? Vence a empresa que oferecer o maior percen- tual do excedente em óleo (óleo-lucro) para a União. Neste caso, a Petrobras deverá acom- panhar o percentual ofertado à União pela lici- tante vencedora. 12. Como será determinado o bônus de assinatura? No sistema de partilha, o bônus de assinatura não é critério de julgamento na licitação e será definido pelo CNPE caso a caso.
  • 17. 16 13. As áreas do Pré-Saljá licitadas também serão regidas pelo novo sistema? Não. Nas áreas já concedidas, mesmo que inclu- am o Pré-Sal, os contratos anteriormente firma- dos serão respeitados, permanecendo o regime de contrato de concessão. A província do Pré-Sal tem 149 mil km². Destes, 41.772 km² (28% do total) já foram concedidos. A novalegislaçãovalerá,portanto,paraos107.228km² (72%) ainda não licitados, descontadas as áreas que vierem a ser objeto da cessão onerosa para a Petrobras. 14. O que faz uma operadora? Por que o projeto de lei propõe que a Petrobras seja a operadora exclusiva dos blocos licitados no Pré-Sal? A operadora conduz as atividades de E&P, provi- denciando os recursos humanos e materiais para a execução das atividades. Além de ter acesso a informação estratégica, a operadora tem controle sobre a produção e os custos e promove o desen- volvimento de tecnologia. Segundo a proposta, a Petrobras será designada para operar todos os blocos sob o novo sistema porque, com 56 anos de experiência acumulada, foi a responsável pela descoberta do petróleo na camada Pré-Sal no Brasil. Trata-se da maior ope- radora em águas profundas do mundo, com a maior frota de sistemas flutuantes de produção. Além disso, a Petrobras detém informações fun- damentais sobre as bacias sedimentares brasilei- ras, fruto de seus investimentos no País ao longo de mais de cinco décadas. Mais ainda, é interessante que as informações es- tratégicas permaneçam com a Petrobras porque, como a União é acionista majoritária da Com­pa­ nhia, esse fortalecimento oferece vantagens com- petitivas para a atuação nacional e internacional da Companhia, privilegiando o desenvolvimento do País. Deve-se ressaltar ainda que, como a Petrobras será a operadora exclusiva e a responsável por providenciar os recursos para a execução das atividades do consórcio,será potencializada a pre- ferência que a Companhia sempre concede aos fornecedores nacionais nas suas contratações de bens e serviços. Com isso, a cadeia de fornecedo- res desse segmento crescerá e será fortalecida, repercutindo seus efeitos em toda a indústria na- cional, que poderá ocupar espaço relevante no mercado internacional de bens e serviços para a indústria de petróleo e gás. 15. A participação mínima de 30% da Petrobras nos blocos exploratórios não é excessiva? Não. Hoje, no sistema de concessão, a ANP exige um mínimo de 30% para que uma empresa atue como operadora. Nas águas profundas do Golfo do México (EUA), por exemplo, 97% dos operado- res têm participação acima de 30%. E em 46 paí- ses da África, 85% dos operadores têm mais de 30%. Esse valor oferece materialidade ao opera- dor e confiança aos parceiros porque representa o comprometimento da operadora com as ativida- des de E&P.
  • 18. 17 16. Outras empresas poderão se associar à Petrobras para a exploração no Pré-Sal? Sim. O projeto de lei prevê que a Petrobras terá par- ticipação de pelo menos 30% nos consórcios inves- tidores. Outras empresas, inclusive a Petrobras, po- derão concorrer ao percentual restante em cada ca- so.Avencedoraseráaempresaqueofereceramaior parcela de excedente em óleo para a União, e a Pe- trobras estará obrigada a repassar para o governo o mesmo percentual da oferta vencedora na licitação. Projeto de Lei: Petro-Sal (PL-5.939/2009) 17. O que é a Petro-Sal? APetro-Salseráumanovaestatal,comcapital100% da União, criada para representar os interesses da União nos contratos de partilha de produção. Essa empresanãoteráparticipaçãocomoinvestidoranos projetos de E&P, mas estará presente nos comitês operacionaisquedefinirãoasatividadesdosconsór- cios,com direito a voto de qualidade e poder de veto nasdecisões.Entresuasprincipaisatribuiçõesestão arepresentaçãodosinteressesdaUniãonoscontra- tos de partilha de produção, o monitoramento e a auditagem dos custos e investimentos nos contra- tos de partilha e a gestão dos contratos para a co- mercialização do petróleo e gás natural da União. 18. APetro-Salfaráinvestimentos? Poderá ser sócia ou competir com a Petrobras? Não. Todos os investimentos serão feitos pela Pe- trobras e por eventuais sócios.A Petro-Sal não se- rá responsável pela execução direta ou indireta das atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás na- tural e, por isso, não concorrerá com a Petrobras nem compartilhará com a Companhia recursos humanos ou financeiros. 19. De onde virão os recursos para a Petro-Sal? O projeto de lei prevê que os recursos da Petro- Sal serão provenientes da taxa de administra- ção dos contratos de partilha de produção (in- cluindo uma parcela do bônus de assinatura) e dos contratos de comercialização; acordos e convênios; aplicações financeiras; alienação de bens patrimoniais; doações, legados, subven- ções e outros. 20. Como será a contratação para a Petro-Sal? A Petro-Sal terá sua equipe técnica contratada por concurso público, segundo o previsto no pro- jeto de lei. 21. A Petro-Salabarca as funções da ANP? Não.Além de manter as atribuições de reguladora e fiscalizadora do setor, a ANP realizará os leilões na área do Pré-Sal, preparando o edital e os con- tratos. Já a Petro-Sal atuará como representante da União, defendendo os interesses desta nos contratos de partilha assinados, principalmente por meio da fiscalização do custo em óleo. apetrobras detém informações fundamentais sobre as bacias sedimentares, fruto de seus investimentos no País ao longo de mais de cinco décadas
  • 19. 18 Projeto de Lei: Fundo Social (PL-5.940/2009) 22. O que é o Fundo Social? Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo Social será um fundo financeiro constituído por recursos gerados pela partilha de produção, desti- nados às seguintes atividades prioritárias: com- bate à pobreza,educação,cultura,ciência e tecno- logia, e sustentabilidade ambiental. A receita do Fundo Social será proveniente da co- mercialização da parcela do excedente em óleo da União proveniente dos contratos de partilha, do bônus de assinatura e dos royalties que forem destinados à União. 23. O Fundo Social poderá realizar investimentos? Sim. O projeto de lei prevê que o Fundo Social poderá realizar investimentos no Brasil e no ex- terior com o objetivo de assegurar a sustentabi- lidade financeira para o cumprimento de suas fi- nalidades. Projeto de Lei: Cessão Onerosa (PL-5.941/2009) 24. Como funciona o sistema de cessão onerosa de direitos? A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer ativi- dades de E&P, por sua conta e risco, em determi- nadas 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 segun- do 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 gover- no 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 melho- res práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados laudos técnicos.
  • 20. 19 25. O que é a capitalização da Petrobras? Trata-se de uma operação típica do mercado de capitais, que significa aumentar o capital social da Companhia por meio da emissão de novas ações. Seu objetivo será ampliar a capacidade de investi- mentos da Petrobras. O projeto de lei da cessão onerosa também autoriza a União a subscrever ações do capital social da Companhia e integrali- zá-las com títulos da dívida pública mobiliária fe- deral, cujo preço seguirá o valor de mercado. 26. de que forma a capitalização afeta os acionistas minoritários? Quando a Petrobras tiver seu capital aumentado, os acionistas minoritários poderão exercer o di- reito previsto na lei das Sociedades Anônimas de manter a proporção da participação que já pos- suem na empresa por meio da compra de novas ações. O governo e outros acionistas que exerce- rem o seu direito de subscrição no aumento de capital poderão comprar as ações que não forem adquiridas pelos acionistas minoritários (que não exercerem seus direitos). No final da operação, é possível que a União aumente sua participação na Petrobras. dúvidas gerais 27. Quem serão os atores importantes nesse cenário e como será mantida a transparência com essas novas propostas? Além da Petrobras, que, segundo se propõe, será operadora de todos os blocos a serem contratados sob o regime de partilha no Pré-Sal, terão papel fundamental nas operações o Ministério de Minas e Energia (MME), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE),aAgência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) e a Petro-Sal. O Ministério de Minas e Energia irá propor ao CNPE: as diretrizes gerais, planejando o aprovei- tamento do petróleo e gás natural; quais serão os blocos para partilha; e os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos (critérios para o óleo- lucro, participação mínima da Petrobras, bônus de assinatura, entre outros).Também estabelece- rá para a ANP diretrizes relativas à licitação; e aprovará as minutas de editais e de contratos. O Conselho Nacional de Política Energética irá de- terminar o ritmo de contratação dos blocos; quais blocos terão contratação exclusiva da Petrobras e quais serão abertos para licitação; os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos; as altera- ções (para mais) na definição da área chamada Pré-Sal; as áreas classificadas como estratégicas; e a política de comercialização do petróleo e gás natural da União. AAgência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustí- veis subsidiará o Ministério de Minas e Energia na delimitação dos blocos para partilha; elaborará mi- nutasdeeditaisedoscontratos;promoveráaslicita- ções;analisará eaprovará osplanosdetrabalhoede produção; regulará e fiscalizará as atividades das O objetivo da capitalização da Petrobras é ampliar a sua capacidade de investimento
  • 21. 20 empresas, a partir das melhores práticas da indús- tria do petróleo; e compatibilizará as normas aplicá- veis sob diferentes regimes.AANPtambém regulará e fiscalizará as atividades de E&P nas áreas onde houver cessão onerosa de direitos à Petrobras. APetro-Sal será representante da União nos consór- cios e comitês operacionais. A nova estatal terá co- mo funções gerir os contratos de partilha de produ- ção e os contratos para a comercialização de petró- leo e gás natural da União. Indicará metade dos par- ticipantes do Comitê Operacional, incluindo o presi- dente,queterádireitoavotodequalidadeepoderde veto nas decisões. Em cada um dos blocos sob sistema de partilha, será formado um Comitê Operacional para ad- ministrar o consórcio formado entre a Petro- bras, a Petro-Sal e, quando houver licitação, a(s) vencedora(s). Esse Comitê Operacional definirá os planos de exploração a serem submetidos à ANP e os planos de avaliação das descobertas; fará a declaração de comercialidade de jazidas; definirá programas de trabalho e produção; ana- lisará e aprovará orçamentos; supervisionará as operações; aprovará a contabilização dos cus- tos; e definirá os termos de unitização. O Comitê Operacional será constituído por representan- tes da Petro-Sal (que irá indicar a metade dos integrantes e o presidente do Comitê) e das contratadas. 28. Como ficarão os royalties e as participações especiais? O projeto de lei prevê a manutenção do sistema atual das participações governamentais enquanto não forem aprovadas novas regras para os royalties no sistema de partilha. Na proposta de cessão onerosa de direitos, não há previsão de pagamento de participações especiais sobre os volumes produzidos nas áreas objeto do contrato de cessão onerosa, mas o pagamento dos royalties será mantido segundo os padrões atual- mente aplicados nas concessões. 29. quais sistemas de contratação estarão em vigor se os projetos de lei forem aprovados? Se os projetos de lei forem aprovados pelo Legisla- tivo, o Brasil passará a ter um marco regulatório que adotará três sistemas de contratação de ativi- dades de E&P. O de concessões continua valendo para as áreas já concedidas e para as áreas fora do Pré-Sal que não sejam consideradas estratégicas. O de partilha de produção passará a vigorar para o Pré-Sal e para áreas estratégicas.O sistema de ces- são onerosa de direitos permitirá à União repassar à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P em determinadas áreas do Pré-Sal até o limite de 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. 30. A intensa atuação da Petrobras afetará a cadeia de fornecedores? Para os fornecedores brasileiros, as novas propos- tas oferecem uma imensa oportunidade de cresci- mento porque ocorrerá uma grande ampliação na base de projetos da Petrobras, já bastante signifi- cativa. A Petrobras, como operadora, tem se ca- racterizado por dar preferência aos fornecedores nacionais de bens e serviços,superando em muito o conteúdo local exigido pelos atuais contratos de concessão. paraos fornecedores, as novas propostas oferecem uma imensa oportunidade de crescimento
  • 22. Fotos Banco de Imagens Petrobras e Agência Petrobras de Notícias projeto gráfico Inventum Design Este folheto foi impresso em papel couché matte produzido pela Suzano Papel e Celulose, a partir de florestas renováveis.
  • 23. www.petrobras.com.br/presal outubro2009

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