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Petróleo I Gás I Biocombustíveis

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Por conta da importância e grande oportunidade de geração de negócios que a realização da 11ª Rodada de Licitação irá propiciar a cadeia produtiva de óleo e gás no Brasil, a TN Petróleo traz uma coletânea de informações relevantes divulgadas em nossos sites e publicações impressas. São matérias, artigos e opinião de especialistas sobre o assunto para melhor informar seus leitores. Até maio atualizaremos essa sessão de forma a contribuir com a melhor disseminação das informações. A expectativa para o leilão é grande e quanto mais informado o mercado estiver, melhor será o desenvolvimento dos negócios e consequentemente o sucesso do evento. Boa leitura! SUMÁRIO Perfil profissional Magda Chambriard: Trajetória bem sucedida, edição nº 65, pág. 72 Artigo: A nova cláusula arbitral proposta pela ANP, edição nº 80, pág. 100 Posse Magda Chambriard: Pulso firme na ANP, edição nº 83, pág. 42 Opinião: Quinze anos da Lei do Petróleo: avanços e perspectivas, edição nº 84, pág. 139 Artigo: O contexto atual da indústria do petróleo no Brasil. O novo marco regulatório: perspectivas, oportunidades e desafios, edição nº 85, pág. 34 Article: The current context of the Brazilian oil and gas industry. The new Regulatroy franework: perspectives, opportunities and challenges. T&B Petroleum #33, page 74 Matéria: Promessa de leilão dá novo alento ao mercado, edição nº 86, pág. 46 Matéria: Gás não convencional: o grande potencial brasileiro, edição nº 86, pág. 62 Box: Vocação para o gás, edição nº 87, pág. 27 Matéria: 11ª Rodada da ANP instiga apetites, edição nº 88, pág. 28 Notícias no Site: Autorizada a realização da 11ª Rodada; ANP aguarda publicação do CNPE sobre número de blocos; ANP ofertará 172 blocos de 17 setores; Governo divulga áreas para novo leilão de gás e petróleo; Governo aumenta número de blocos para licitação; ANP divulga pré-edital do próximo leilão.


perfil profissional

Magda Chambriard

Trajetória bem sucedida De norte a sul do país, da área de recuperação de reservatórios à diretoria da ANP, a engenheira Magda Chambriard percorreu uma longa e bem sucedida trajetória. por Cassiano Viana

DESDE OUTUBRO DO ANO PASSADO, a engenheira Magda Chambriard é uma das diretoras da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ela é a primeira dirigente mulher da Agência, na qual está há seis anos, tendo ocupado vários postos, inclusive as superintendências de Exploração e a de Definição de Blocos. Respaldada em 22 anos de Petrobras, onde atuou nas mais diversas áreas, esta carioca representa hoje o poder da força feminina na indústria do petróleo. Filha mais velha de uma família de quatro irmãos, com uma tradição na área médica, Magda tomou outro rumo. Formou-se em engenharia civil pela Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), em 1979. “Fora da medicina, as únicas exceções foram eu e meu irmão caçula, que é advogado”, observa. “Eu gostava de matemática. Meu pai queria que eu fosse professora, mas eu quis fazer engenharia civil. Eu gosto de canteiro de obra”, diz. Tanto que, antes mesmo de se formar, foi trabalhar nas obras do Metrô, como auxiliar técnica, nas obras de acabamento das cinco primeiras estações. Foi quando viveu a primeira experiência inusitada, devido ao machismo de algumas pessoas: quando acompanhava in loco a fase de concretagem de um dos túneis, a obra foi paralisada pela superstição dos funcionários, que não queriam ter uma mulher na área (como nas minas). “Os funcionários achavam que dava azar ”, lembra.

Ingresso na Petrobras No último ano de faculdade começou a bater na porta das construtoras. “Meu pai vivia dizendo: minha filha, não vá deixar de 72 TN Petróleo nº 65


fazer o concurso da Petrobras”, diz sorrindo. “Eu já havia me formado e sido aprovada no concurso da Petrobras, quando me telefonaram de uma construtora, pois havia a possibilidade de substituir um engenheiro em uma obra”, conta. Chegando lá, disseram não mais ser possível a contratação, pois, uma semana antes, um casal de engenheiros que trabalhava na empresa havia sido demitido, após uma briga dentro do escritório. “O diretor financeiro e acionista majoritário deixara bem claro para o encarregado pelas contratações que não iria contratar mais nenhuma mulher ”, lembra Magda. Segundo o executivo, as mulheres chegavam, casavam com um dos engenheiros, arrumavam brigas e acabavam obrigando a empresa a demitir os dois. “Chorei três dias e fui para a Petrobras”, recorda. Ela ingressou na estatal em 1980, como engenheira estagiária. “Experiência em petróleo eu não tinha nenhuma, mas eu tinha 22 anos.” Nos sete primeiros anos atuou na Área de Engenharia de Reservatórios, em projetos (estudo, implantação e acompanhamento) de Métodos Especiais de Recuperação de Petróleo (Injeção de Vapor, Combustão in situ, Injeção de CO 2 ) no Nordeste Brasileiro (Bahia, Sergipe e Rio Grande do Norte). Nesse mesmo período, concluiu a pós-graduação em Engenharia Química pela Coppe/ UFRJ (Coordenação dos Programas de Pós-graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro), em 1989. Na época, ela trabalhava com métodos especiais de recuperação, que teve o seu boom na dé-

cada de 1980 graças aos altos preços de petróleo, devido às duas grandes crises. “Em determinado momento, precisei muito de termodinâmica, físico-química, transferência de massa etc., cadeiras do mestrado de engenharia química. Daí a decisão de fazer pós-graduação na Coppe.”

Confiança profissional Ela conta que estava na Petrobras há mais de oito anos e deveria ir para Stanford, para onde a Petrobras enviava seus profissionais para um programa de treinamento ostensivo. “Mas meu marido, na época, não podia sair do Brasil”, explica. Ela passou um ano convencendo seu superintendente de que poderia fazer alguma coisa no Brasil. Segundo Magda, o tempo na pós-graduação ajudou a clarear as ideias e objetivos profissionais. “O mestrado é uma iniciação à pesquisa, serve para todo mundo, é um aperfeiçoamento profissional, com a busca por uma metodologia pessoal de pesquisa. O doutorado é um programa que tem como objetivo final o ensino e a pesquisa”, observa. “Mas eu gosto mesmo é de trabalhar na indústria.” O mestrado, no entanto, lhe conferiu maior confiança profis-

sional. “Esse foi o maior ganho do mestrado: ter um domínio da situação como um todo, saber iniciar um projeto sem uma luz no final do túnel, lidar com as dúvidas, enfrentar as dificuldades e obter um resultado favorável no final”, avalia. Após o mestrado, Magda percorreu o Brasil inteiro avaliando os projetos da Petrobras, identificando quais eram menos arriscados, que poderiam dar maior lucratividade, ou que eram mais atrativos, e poderiam representar resultado em maior ou menor velocidade. “Isso era fundamental para subsidiar a companhia na definição da distribuição de recursos.” De 1990 a 2001, trabalhou nas áreas de Engenharia de Reservatórios, de Produção e de Novos Negócios de Exploração e Produção. Em 2002, tornou-se consultora na Área de Novos Negócios, na negociação de blocos exploratórios, campos de petróleo maduros e campos em desenvolvimento, participando das etapas de planejamento dos negócios em parceria e negociação de condições econômicas. Nos 22 dois anos de Petrobras acabou percorrendo praticamente todas as bacias produtoras brasileiras, o que lhe deu uma visão muito boa das potencialidades do país, tanto na atividade onshore quanto na offshore. “Hoje em dia eu diria que conheço muito bem os projetos no país”, afirma. “Na área de novos negócios, aprendi a lidar com companhias e ver como pensam os parceiros, como se faz uma parceria e até mesmo uma pré-parceria, quando você ainda está no estágio de convencimento do parceiro do negócio. Também aprendi a lidar com a parte legal e tributária, TN Petróleo nº 65 73


perfil profissional

contratual. Foi uma experiência bem rica”, destaca.

Transição suave Madga ingressou na ANP em 2002, como assessora da diretoria, atuando principalmente nas áreas de Exploração e Produção. “Eu me desvinculei da Petrobras com muito receio. Afinal, foram 22 anos de casa. Mas trabalhei a minha vida toda com Exploração e Produção. Não poderia achar a área difícil”, observa. “Além disso, a área de novos negócios da companhia foi a transição que eu precisava. Talvez se meu histórico fosse exclusivamente na área técnica, eu tivesse tido mais dificuldade. Foi uma transição mais suave”, analisa a engenheira. A indicação para a ANP foi do engenheiro Newton Monteiro, uma das grandes referências da indústria de petróleo brasileira e mundial. “Quando comecei a trabalhar com o Newton, ainda na Petrobras, ele era chefe de um setor que lidava com a simulação matemática de reservatórios”, recorda. “Até a década de 1970 se usava modelagem analítica. O Newton foi responsável pela inserção da modelagem numérica na Petrobras, em escala para reservatórios”, destaca Magda. Os dois trabalharam juntos também na área de Novos Negócios da estatal. “Pude usufruir muito da experiência internacional do Newton, que depois de se aposentar acabou vindo para a Agência, como técnico da Superintendência de Desenvolvimento da Produção e, posteriormente, diretor.” Foi nessa época que ela foi convidada para um almoço, no qual Newton Monteiro falou do projeto de campos marginais, campo-escola, para tornar-se um show room de capacitação. “Tudo uma desculpa 74 TN Petróleo nº 65

para me convidar para vir para a Agência”, brinca.

Acumulando experiências Já na ANP, a engenheira assessorou a diretoria nos processos afetos a área de Exploração e Produção de petróleo e gás natural, atuando na análise dos projetos, e também nos processos de apuração de participações governamentais. Magda também prestou assessoria nas ações de criação e fomento da pequena e média empresa petrolífera no Brasil, na formulação das bases de implantação dos projetos Campo-Escola da Bahia e do Rio Grande do Norte e na viabilização das duas licitações de campos marginais da Agência. Em 2005 ela assumiu a Superintendência de Exploração (SEP), atuando na regulação e fiscalização das atividades exploratórias realizadas em todo o território nacional. Um ano depois, passou a acumular a Superintendência de Definição de Blocos (SDB), responsável pelos estudos geológicos e geofísicos, visando ao conhecimento dos recursos petrolíferos existentes no território nacional. Uma das tarefas desta superintendência é sugerir ao Ministério das Minas e Energia (MME) e ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado à Presidência da República, os blocos para as licitações de áreas exploratórias no Brasil.

Ela também participou da elaboração do 1º Plano Plurianual para aquisição de novos dados e informações sobre as bacias sedimentares brasileiras, que inclui no cenário petrolífero brasileiro cerca de 5 milhões de km 2 de bacias sedimentares. “Enfim, os últimos anos foram de muito trabalho”, analisa. O que ela não esperava era assumir uma diretoria, no final de 2008, que ficou vaga com a saída de Newton Monteiro. “O Haroldo Lima [diretorgeral da ANP] andava preocupado com a capacitação técnica da Agência e com uma possível descontinuidade dos trabalhos e perguntou ao Newton quem ele indicaria para substituí-lo. Ele resolveu me indicar ”, revela. No dia 29 de outubro do mesmo ano, o Senado Federal aprovava o nome de Magda Chambriard, após uma sabatina, na qual foi elogiadíssima pelos participantes, como nova diretora da ANP. “Foi uma situação engraçadíssima, pois eu estava muito ansiosa – me preparei psicologicamente para várias perguntas e, no final, fui muito bem tratada”, brinca. É com o mesmo ânimo que ela avalia o futuro do setor de óleo e gás. “O cenário atual é extremamente favorável. A grande extensão sedimentar do país e os inúmeros indícios de petróleo e gás em diversas bacias sedimentares, de norte a sul, indicam o enorme potencial exploratório do Brasil”, afirma. “Além disso, contamos com investimento do Estado brasileiro na coleta de novos dados, visando à redução do risco exploratório e à atração do capital privado”, assegura a diretora da ANP.


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arbritagem

a nova

cláusula arbitral proposta pela aNP A Lei 9.478/97, que instituiu a abertura do mercado de exploração de petróleo e gás no Brasil, estabeleceu uma série de princípios e regras para disciplina dos contratos de concessão a serem firmados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) com os concessionários.

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André Osório Gondinho é sócio da Doria, Jacobina, rosado e Gondinho advogados associados.

Renata de Freitas Carvalho é advogada da área de Contencioso e arbitragem de Doria, Jacobina, rosado e Gondinho advogados associados.

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contrato de concessão, como se sabe, instrumentaliza a relação jurídica entre Governo e empresas para a exploração de petróleo e gás no Brasil, com exceção das áreas do pré-sal, sendo, portanto, fundamental que sua estrutura básica seja regulada diretamente por lei. É exatamente o que faz o artigo 43 da Lei 9.478/97, ao estabelecer 12 cláusulas essenciais ao contrato de concessão, dentre as quais se encontra a previsão de cláusula que trate das “regras sobre solução de controvérsias, relacionadas com o contrato e sua execução, inclusive a conciliação e a arbitragem internacional”. desse modo, observa-se que a inserção de regras sobre a utilização de arbitragem em todos os contratos de concessão para exploração de petróleo e gás, excluindo da apreciação do Poder Judiciário questões envolvendo a agência reguladora e o concessionário, é mandatória e foi estipulada em todas as rodadas de licitação existentes até a presente data. A discussão que pairou em várias rodadas de licitações, em razão da estrutura contratual apresentada, dizia respeito à dinâmica entre a cláusula de eleição de foro e o compromisso arbitral. Houve rodadas em que a primeira apareceu como regra e a arbitragem, a exceção, o que importou em severas críticas por parte dos agentes atuantes no setor. Mais tarde, contudo, a arbitragem acabou estabelecida como a regra, e o foro de eleição a exceção, já que outra dinâmica importaria em perda, quase que total, da eficácia do compromisso arbitral. A adoção da arbitragem ad hoc com base nas regras do regulamento da iCC (international Chamber of Commerce) – e não da arbitragem institucional perante uma instituição brasileira –, por outro lado, sempre esteve presente nas cláusulas de arbitragem, tendo ganhado destaque nas últimas rodadas, o que é consentâneo com a experiência de atuação multinacional de muitas das empresas atuantes no setor. embora as normas sobre arbitragem da iCC sejam bastante extensas, as principais regras que podem influenciar um procedimento arbitral já têm estado presentes no próprio contrato de concessão. neste sentido, ao se adotar as regras estabelecidas no regulamento da iCC, permite-se: 1) estabelecer o procedimento a ser seguido durante


Foto: Agência Petrobras

a arbitragem, previamente conhecido pelas partes contratantes, e 2) suprir lacunas na falta de algum indicativo não previsto nas cláusulas do contrato de concessão. Ademais, ao optar pelas regras de arbitragem da iCC, a AnP oferece segurança jurídica ao concessionário, pois se trata de regras internacionais amplamente conhecidas pela comunidade jurídica e comercial. no entanto, e apesar de toda a tradição das rodadas anteriores, a AnP introduziu na do contrato de concessão para a décima Primeira Rodada significativa alteração na cláusula de arbitragem. trata-se da alínea “f ”, que prevê, agora, que a AnP não adiantará qualquer valor referente à instauração e funcionamento do procedimento arbitral, até que seja proferida a sentença arbitral, ficando a cargo do concessionário adiantar todos os valores até a prolação da sentença arbitral. A mudança procedida pela AnP na redação da cláusula arbitral importa em inegável retrocesso à dinâmica contratual que se vinha estabelecendo ao longo dos anos, em prol da segurança de empresas atuantes no ramo do petróleo e gás que viessem a contratar com o Poder Público. Parte desse retrocesso pode ser atribuída, mas não justificada, à burocracia imposta aos entes da Administração direta no manejo de suas verbas e orçamentos. A AnP, constituída sob a forma de autarquia, está sujeita a procedimentos e restrições legais que acabam por interferir, diretamente, na sua capacidade de disponibilizar verbas que não estejam previamente aprovadas em seu orçamento. entretanto, em que pesem tais dificuldades, entendemos que as mesmas deveriam ser enfrentadas diretamente pela Agência, por meio dos competentes mecanismos legais orçamentários, e não mediante a simples imposição do ônus para o concessionário. Pois, para se subtrair do dever de arcar com as custas da arbitragem, a AnP resolveu criar norma contratual que faz recair tais ônus exclusivamente sobre o concessionário, o que importa em flagrante desequilíbrio contratual. Por outro lado, a nova postura da AnP é contraditória com o regulamento que escolheu para regular o procedimento arbitral, isto é, as normas da iCC. observe-se, neste sentido, que o art. 5º da Lei de Arbitragem (Lei 9.307/96) determina que, se as partes elegerem as regras de alguma entidade especializada, então o procedimento arbitral deverá respeitar tais regras. igualmente, o art. 21 da refe-

rida Lei prevê que a arbitragem “obedecerá ao procedimento estabelecido pelas partes na convenção de arbitragem”. ora, se o contrato de concessão estipula, expressamente, a adoção do regulamento da iCC, deve o procedimento nele descrito ser integralmente respeitado. ora, se o regulamento da iCC estipula, em seu art. 30, o pagamento das custas em parcelas iguais por ambas as partes, a disciplina proposta pela AnP acaba sendo contraditória e de legalidade duvidosa perante os artigos 5º e 21 da Lei de Arbitragem brasileira. A não adequação da nova cláusula arbitral proposta pela AnP torna-se ainda mais patente ao se considerar a possibilidade de, em alguns casos, a instauração do procedimento arbitral vir a ocorrer por iniciativa da própria autarquia, e não do concessionário. nessas hipóteses, a AnP desencadearia o procedimento à sua conveniência, sem suportar qualquer custo, o que é totalmente inaceitável. Por essas razões, a sugestão de cláusula arbitral apresentada pela AnP para décima Primeira Rodada representa, em nosso sentir, lamentável retrocesso e inegável ofensa ao interesse público. não é demais relembrar que a cláusula de arbitragem está inserida em contrato sobre o qual não podem as partes transacionar, apenas aderir. em muitas situações, a nova regra introduzida pela AnP pode vir a inviabilizar a própria eficácia da convenção de arbitragem, acarretando no sepultamento da norma que a própria Lei do Petróleo entendeu por definir como essencial ao contrato de concessão. TN Petróleo 80

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Photos: Courtesy ANP

ANP

A presidente Dilma Rousseff e Magda Chambriard

PULSO FIRME por Beatriz Cardoso

na ANP

Com uma trajetória marcante na superintendência de Exploração da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, nova diretora-geral do órgão, deverá atuar com pulso firme, do poço ao posto, literalmente. 42

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Entrevista com Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) “Vocês têm razão quando dizem que nossas multas são brandas. A Lei das Penalidades foi feita para o setor de abastecimento e revenda de combustíveis. Ela não previa a inclusão do segmento upstream”, destaca ela, que assumiu o comando da ANP em evento prestigiado pela presidenta Dilma Rousseff, e a dirigente da Petrobras, Graça Foster. “O Brasil tem na Magda um símbolo de que as pessoas ascendem aos seus postos por merecimento, capacidade e dedicação”, afirmou Rousseff, na solenidade de posse da ex-petroleira da Petrobras, que promete todo rigor na fiscalização e punição de infrações e acidentes. Devido a essa postura firme, similar à da presidente da Petrobras, o mercado já começa a falar que a indústria petrolífera brasileira hoje está sob o comando de ‘damas de ferro’. Nada mais adequado para um setor que tem impactos sobre diversos segmentos da economia e da sociedade. TN Petróleo – A senhora afirmou que já está tudo preparado para os novos leilões. Isso se aplica às diferentes modalidades: pré-sal, blocos exploratórios offshore e onshore, campos marginais? Magda Chambriard – Apenas a 11ª Rodada, que foi aprovada em reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) no final de abril do ano passado, é que está pronta. Estamos aguardando a aprovação do Governo Federal para realizá-la. As outras rodadas ainda não estão prontas. A ANP continua fazendo estudos das áreas com potencial para petróleo e gás no Brasil. Estamos ampliando nosso conhecimento sobre o subsolo brasileiro com a execução do Plano Plurianual. Entre 2007 e 2014, pretendemos investir R$ 1,5 bilhão em estudos e levantamentos geológicos e geofísicos de 22 bacias sedimentares brasileiras. Quais os leilões que deverão ocorrer antes? E quando? Acredito que a 11ª Rodada deva ser a primeira a acontecer. quanto às demais, ainda precisamos esperar pelas decisões do governo. Quais são as áreas que a senhora acredita que devem atrair mais interessados? Os apetites estarão aguçados depois da ausência de leilões por três anos? Acredito que qualquer oferta de área que aconteça no Brasil vai atrair

muitos interessados. A indústria do petróleo atravessa um momento muito promissor. Temos muitas áreas com enorme potencial. No Mato Grosso, temos esxudação de gás em um trecho de 800 m no rio Teles Pires. Também temos boas perspectivas de gás no Maranhão, Piauí e Minas Gerais. Estou muito otimista com as bacias sedimentares terrestres. O pré-sal é o grande atrativo, colocando as rochas carbonáticas como as mais promissoras do momento. No entanto, há quem diga que poderão surgir surpresas no pré-sal? A senhora acredita nisso ou a era dos turbiditos acabou? A área do pré-sal brasileiro possui potencial para descobertas de grande porte, especialmente a região do cluster da Bacia de Santos, que possui características geológicas particulares que permitiram a acumulação de grandes jazidas de petróleo (Lula, Iara, Guará, Franco, Libra, entre outros). O principal diferencial geológico é a presença de um grande alto estrutural denominado ‘Platô de São Paulo’ e a presença das muralhas de sal. Os reservatórios carbonáticos são conhecidos na Bacia de Campos desde a década de 1980. Os turbiditos são comuns na Bacia de Campos e grandes acumulações de óleo foram encontradas nesse tipo de reservatório. Os

reservatórios se caracterizam por excelentes condições permoporosas com boa continuidade lateral. Existem muitas áreas a explorar no Brasil e é provável que várias descobertas ainda sejam realizadas em reservatórios turbidíticos. A senhora mencionou, em outros eventos, que há outras áreas importantes, que merecem maior atenção, como a margem equatorial brasileira e o sul do Brasil. Quais os grandes atrativos para os investidores na margem equatorial brasileira? A margem equatorial brasileira apresenta potencial petrolífero altamente promissor caracterizado pelos numerosos indícios já identificados nas bacias sedimentares dessa região, pelos campos produtores das bacias Potiguar (mar) e Ceará; corroborado pelas recentes descobertas na costa oeste africana e pelas descobertas no litoral dos países vizinhos (Guiana, Guiana Francesa e Suriname). Além disso, os óleos identificados nessas bacias são leves e de excelente qualidade, similar ao petróleo árabe leve. Por fim, a margem equatorial brasileira está próxima dos maiores mercados consumidores mundiais (EuA e Europa). E quais os atrativos na região Sul? Infraestrutura; maior mercado consumidor da América do Sul. Qual a estratégia da ANP para incentivar a exploração em áreas onshore no país? Quais os cenários mais promissores? Para incentivar a exploração onshore, a ANP vem investindo sistematicamente na aquisição de novos dados geológicos e geofísicos por meio de seu Plano Plurianual (PPA) de Estudos de Geologia e Geofísica. O PPA da ANP foi implementado em 2007 e desde então a Agência já investiu cerca de R$ 500 milhões. Estão contrataTN Petróleo 83

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ANP

Magda Chambriard e Graça Foster, Petrobras dos e em andamento dez projetos (três levantamentos sísmicos; dois levantamentos geoquímicos; três levantamentos MT; um projeto de avaliação geológica; um processamento de dados sísmicos antigos) que juntos totalizam cerca de R$ 250 milhões em investimentos. O PPA é financiado com recursos do PAC do Governo Federal e visa a aquisição de dados nas bacias de fronteira exploratória. Dentre os estudos realizados pela ANP já surgiram resultados bastantes positivos na Bacia do Parnaíba, Bacia dos Parecis, São Francisco e até na Bacia do Acre. Na Bacia do Parnaíba a ANP já investiu mais de R$ 100 milhões e ainda continua investindo. Os blocos da Bacia do Parnaíba licitados em 2007 foram todos arrematados e já houve a declaração de comercialidade de dois campos de gás. Nos últimos cinco anos, que áreas tiveram maior aquisição de dados por parte da ANP e operadoras, ampliando a base de dados sobre as bacias brasileiras? Aquisição de dados pela ANP – bacias do Parnaíba (aerolevantamento + 2 sísmicas 2D + geoquímica), São Francisco (aerolevanta44

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A áREA DO PRÉ-SAL BRASILEIRO POSSuI POTENCIAL PARA DESCOBERTAS DE GRANDE PORTE, ESPECIALMENTE A REGIãO DO CLuSTER DA BACIA DE SANTOS, quE POSSuI CARACTERíSTICAS GEOLÓGICAS PARTICuLARES quE PERMITIRAM A ACuMuLAçãO DE GRANDES JAZIDAS DE PETRÓLEO (LuLA, IARA, GuARá, FRANCO, LIBRA, ENTRE OuTROS). O PRINCIPAL DIFERENCIAL GEOLÓGICO É A PRESENçA DE uM GRANDE ALTO ESTRuTuRAL DENOMINADO ‘PLATô DE SãO PAuLO’ E A PRESENçA DAS MuRALhAS DE SAL. mento + sísmica 2D + geoquímica + Bafran), Paraná (= aerolevantamento + sísmica 2D), Parecis (sísmica 2D + geoquímica + MT), Amazonas (aerolevantamento + sísmica 2D + MT), entre outras. Sem esquecer que a margem equatorial tem despertado grande interesse das Empresas de Aquisição de Dados (EAD). E nos próximos anos, quais as áreas que devem ser priorizadas na aquisição de dados, principalmente pela ANP, para cobrir as lacunas existentes? Pensamos, sobretudo, em continuar investindo em terra, com o objetivo de buscar mais gás para o interior do país. No entanto, também há esforço exploratório previsto para o pré-sal. O país tem grande volume de campos maduros, uma vez que são mais de quatro décadas de exploração. A senhora acredita que a maior parte será repassada aos produtores independentes ou, como diz Graça Foster, se eles não têm recursos e infraestrutura operacional e de escoamento, não vale a pena abrir mão do que a Petrobras tem? Não gostaria de colocar a questão dessa maneira. O que os pequenos necessitam, tanto quanto os

grandes, é visão de futuro. Ninguém entra em um negócio sem ter perspectiva de crescimento. Para mim, é importantíssimo termos uma grande bacia inteira viabilizada, além das maduras revitalizadas. As independentes reclamam que o maior problema está no escoamento, transporte da produção, principalmente de gás. O que a ANP e o Governo podem fazer para minimizar esse problema que vem impactando a atuação das independentes? A reunião do CNPE realizada no final de abril de 2011 aprovou uma minuta de resolução que institui uma política pública para pequenas e médias empresas de petróleo. Essa minuta tem algumas medidas importantes para os pequenos produtores, como a oferta permanente de áreas em bacias maduras. Essas medidas ainda deverão ser aprovadas pela presidenta da República. A recuperação avançada tem sido um dos focos da Petrobras, que tem investido em novas tecnologias para aumentar a produtividade nos megacampos, como Marlim. A senhora acredita que esses campos, ainda que maduros, vão dar suporte ao cresci-


Entrevista com Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) mento da produção e que hoje o país tem tecnologia para ampliar ainda mais o índice de recuperação do óleo in situ, atrás do grande benchmarking norueguês, que é de 62%? Certamente há espaço para a reexplotação dos grandes campos produtores como Marlim.

O que temos em mente é trabalhar reforçando a ’cultura da segurança’, e cada vez mais apertando o cerco às análises de risco, gestão de mudanças e treinamento de pessoal. Também pensamos na forma de atuar para garantir o empoderamento das filiais brasileiras. É impossível conduzir operações do exterior de São Ramon ou de Nova Delli, por exemplo. A legislação brasileira estabelece regras para que determinemos se o operador é A, B ou C. Para ser um operador A, a empresa tem que provar à ANP que tem condições de explorar em águas profundas e ultraprofundas. As exigências que fazemos são condizentes com o risco que a operadora vai assumir. Ao operar uma concessão, a empresa confirma ao país se está apta ou não.

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Acidentes acontecem, mas é sabido que, nessa indústria, prevenir é obrigação. Quais as lacunas na legislação e na fiscalização das atividades exploratórias que poderiam reduzir o risco desses acidentes, para que a comunicação dos mesmos seja mais imediata? A comunicação dos incidentes é imediata por parte das concessionárias. Desde 2009, quando acabou o prazo para as empresas se adequarem à Resolução 43/2007, a ANP vem intensificando a fiscalização offshore. Os técnicos da ANP têm tido treinamento intenso aqui no Brasil e no exterior. Não vejo lacunas na legislação, mas acho que sempre teremos algo a aprimorar no trabalho. Essa é uma discussão internacional. Também estamos estreitando nossos contatos com as agências de países desenvolvidos que regulam risco. Essa troca de informações é muito importante para que nos mantenhamos atualizados. Na Austrália, por exemplo, o quadro exploratório foi alterado recentemente. O mesmo ocorreu nos EuA, tudo isso em função dos acidentes de Montana e Macondo.

acidentes que acarretam perda de vidas humanas e impactos ambientais? Elas devem ser mais duras? De que forma coibir as ações que levam a esses incidentes no Brasil? A melhor maneira de coibir é fiscalizando e monitorando para que os acidentes não aconteçam. Depois que acontecem, temos que aprender com os erros. Mas vocês têm razão quando dizem que nossas multas são brandas. A Lei das Penalidades foi feita para o setor de abastecimento e revenda de combustíveis. Ela não previa a inclusão do segmento upstream. Além disso, as multas que aplicamos para um pequeno revendedor de GLP é a mesma aplicada para um grande distribuidor, como a BR ou Cosan. Temos que ajustar essa lei para a enorme diversidade que temos aqui.

Enfim, para evitarmos maiores incidentes, sobretudo em cenários tão complexos como o offshore, a ANP poderá endurecer as regras, tanto no que diz respeito a multas e punições, mas, também, no que se refere à qualificação de empresas para operarem em águas profundas e ultraprofundas? Ou seja: tornar o processo ‘classificatório’ mais exigente, incluindo, entre outros, histórico de incidentes (ou de SMS) das petroleiras que solicitarem permissão para atuar em áreas offshore? Afinal, a ANP tem liberdade para, em Os acidentes ocorreram em casos extremos, impedir que uma operação de grandes companhias petroleira opere no país devido ao seu de petróleo com experiência comhistórico de infrações e incidentes, provada em todo o mundo. A reguou isso viola o princípio de isonomia, lação da segurança operacional no uma vez que o mercado está aberto Brasil é uma das mais modernas do A senhora acredita que ainda a todas aquelas que se demonstrem mundo e será sempre são muito leves as multas e puniA tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Nãoaperfeiçoada basta ser rápido na transmissão aptas a operar em áreas offshore? que necessário. ções às empresas responsáveis por dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em

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de Maria D’Assunção Costa, advogada, doutora em Energia pelo IEE/USP; autora de Comentários à Lei do Petróleo (Atlas); sócia da Assunção Consultoria.

opinião

Quinze anos da Lei do Petróleo:

AVAnçOS E pERSpECTIVAS Marco regulatório que marcou o fim do monopólio na indústria de óleo e gás completa 15 anos de publicação com importantes conquistas e inúmeras expectativas quanto aos próximos leilões de blocos exploratórios.

C

elebram-se os 15 anos da lei do Petróleo, lei Federal n. 9.478, publicada no dia 7 de agosto de 1997, com um cenário que evidencia acertos e desacertos em sua implementação. Ao longo desses anos presenciou-se uma mudança significativa na indústria, na regulação, nos contratos e no comportamento dos agentes econômicos. A Exposição de Motivos dessa lei, traduzida no Projeto de lei n. 2.142/1996, justificou essa proposta legislativa como “um importante marco: demonstra que, no Brasil, a indústria do petróleo atingiu a maturidade e está sendo aberta para possibilitar novos investimentos e permitir uma interação equilibrada entre o Estado e a iniciativa privada”. com isso se preservou o monopólio da união, já assegurado pela promulgação da Emenda constitucional n. 9/1995, para as atividades de exploração, produção, refino, transporte marítimo, importação e exportação, além de manter o controle federal sobre a Petrobras, mas permitindo a entrada de empresas da iniciativa privada de modo a criar competitividade em todas as etapas da indústria do petróleo e do gás natural. A lei do Petróleo também institui o conselho nacional de Política Energética (cnPE), que fixou os princípios e os objetivos da política energética. Embora esse conselho ainda não tenha desempenhado, adequadamente, as atribuições que lhe foram outorgadas pela lei é um marco importante sob a ótica institucional. E, mais, se o cnPE cumprir as suas competências em conformidade com a lei, poderá contribuir muito mais para o atendimento do mercado brasileiro

no que se refere à segurança energética (combustíveis e energia elétrica). outro marco relevante e inovador dessa lei foi a criação da Agência nacional do Petróleo (AnP) como órgão regulador e fiscalizador da indústria. A instituição dessa agência e a realização por ela das rodadas de licitações para a outorga dos contratos de concessões, para a exploração e produção de petróleo e gás natural mudaram completamente o cenário brasileiro desse setor da economia brasileira. Há que registrar também a asfixia que as agências reguladoras, e, especialmente a AnP, sofreram ao longo desses anos, seja pelo contingenciamento ilegal das suas receitas ou pela ausência de concursos públicos e de indicação de técnicos renomados para a sua diretoria. Mas, ao final, o saldo é positivo para o Brasil, para os brasileiros e para a indústria. neste período de 15 anos, a lei do Petróleo foi alterada 12 vezes, como segue: a primeira, pela lei n. 9.986/2000 sobre a gestão de recursos humanos; a segunda, lei n. 9.990/2000 para prorrogar o período de liberação dos preços dos derivados básicos de petróleo; a terceira, lei n. 10.202/2001 para indicar a necessidade de a AnP comunicar ao dar conselho Administrativo de defesa Econômica (cade) as infrações à ordem econômica; a quarta, lei n. 10.848/2004, para alterar as atribuições do cnPE; a quinta, lei n. 10.871/2004, que dispôs sobre as carreiras e a organização de cargos; a sexta, lei n. 11.907/2005 que introduziu o biodiesel na matriz energética; a sétima, lei n. 11.540/2007 que dispôs sobre o Fundo nacional de desenvolvimenTn petróleo 84

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opinião to científico e Tecnológico (FndcT); a oitava, lei n. 11.909/2009, que regulamentou a indústria do gás natural; a nona, lei n. 11.921/2009 que incluiu novas definições; a décima, lei n. 12.114/2009 que criou o Fundo nacional sobre Mudanças do clima; a décima primeira, lei n. 12.351/2010, que criou o regime de partilha de produção na indústria do petróleo; e a décima segunda, lei n. 12.490/2011 que incluiu o capítulo iX-A que disciplinou a indústria dos biocombustíveis (etanol e biodiesel). com esse quadro legislativo se constata o enorme desafio com que se defronta a AnP para o cumprimento de suas competências. Adite-se a isso a ausência imotivada da parte do poder concedente de aprovar novas rodadas de licitação para admitir novos agentes na produção de petróleo e gás natural, embora o cnPE já tenha se manifestado favoravelmente. A justificativa da aprovação da nova legislação dos royalties pelo Poder legislativo para a realização das novas rodadas não encontra guarida no marco legal em vigor, uma vez que as áreas propostas para a 11ª rodada pelo cnPE não se localizam nas áreas do pré-sal.

A realização dessa rodada permitiria a entrada de numerosos novos agentes. com isso a indústria nacional se reforçaria uma vez que as demandas já estão se esgotando (como tem sido amplamente divulgado) devido ao lapso de tempo ocorrido desde a última rodada em 2008. consequentemente, adiar sine die a 11ª rodada de forma imotivada em nada contribui para a expansão da produção e, consequentemente, da maior oferta de petróleo e gás natural. Em resumo, a celebração dos 15 anos da lei do Petróleo é necessária porque silenciosamente a aplicação dessa lei com a realização das dez rodadas de licitação promoveu uma revolução e uma evolução singular na indústria nacional do petróleo e do gás natural e permitiu atingir a autossuficiência e o descobrimento da camada pré-sal, fatos estes que mudaram para sempre o cenário nacional. Por isso, parabéns e a essa jovem de 15 anos, mas com maturidade de adulta, e a todos os brasileiros que contribuíram com o seu êxito, apesar de todos os tsunamis que teve de suportar.

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O contexto atual

da indústria do petróleo no Brasil O novo marco regulatório: perspectivas, oportunidades e desafios Há quase cem anos dizia-se que as reservas de petróleo no mundo só durariam mais 40 anos; há menos de 50 anos acreditava-se que o Brasil não tinha grande potencial petrolífero; há menos de 20 anos entendia-se que descobertas de gás natural não eram economicamente viáveis; há menos de dez anos o pré-sal não era explorado no Brasil e acreditava-se que a Bacia de Santos não teria o mesmo potencial da Bacia de Campos...

Q Claudia Rabello é formada em Comunicação Social pela PUC – Rio, pós-graduada em Administração e Marketing pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (Ibmec) e pós-graduada em Gestão de Petróleo e Gás pela UFRJ/Coppe. Atua no setor de Energia há 13 anos e atualmente é a superintendente de Promoção de Licitações da ANP, área responsável pelas Rodadas de Licitações e pela qualificação das empresas interessadas em atuar no E&P no Brasil, por meio de Licitações ou Cessão de Direitos.

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uantos mitos ainda cairão por terra diante da evolução das tecnologias e da continuidade das atividades de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural? Atividades exploratórias em blocos concedidos nas Rodadas de Licitações promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) permitiram chegar aos reservatórios do pré-sal; descobertas de magnitude raramente vista no mundo e que alçaram o Brasil a novo patamar na geopolítica internacional. Não por acaso, o país vive hoje um momento tão particular da sua história ligada à indústria de petróleo e gás natural. Esse novo paradigma colocou o Brasil no centro das atenções mundiais e trouxe a necessidade de revisão do Marco Regulatório para óleo e gás – iniciada em 2008. Mas, por se tratar de riqueza nacional e de temas de grande complexidade, somente em 2010 as leis relativas ao novo modelo foram promulgadas. Porém, ainda não há definição sobre a forma de distribuição dos royalties do Pré-sal entre a União, estados e municípios. Nem sempre é fácil perceber os motivos que têm levado o Brasil a não promover novas Rodadas de Licitações desde 2009, e entender o porquê de o novo Marco Regulatório ainda não estar totalmente definido. É fato que a ‘freada de arrumação’ que o Brasil precisou dar não deve ofuscar o enorme potencial energético do país e Figura 1: Bacias sedimentares brasileiras


Figura 2: Evolução institucional da indústria de E&P no Brasil.

nem as oportunidades de negócios que se apresentam hoje e as que surgirão nos próximos anos. O Brasil é um país com 8,5 milhões de km², quase 200 milhões de habitantes e ocupa hoje o sexto lugar no ranking das maiores economias do mundo. Com US$ 377 bilhões em reservas internacionais e condição de Investment Grade, tem estabilidade econômica e, ainda, vocação para diferentes fontes de energia. Considerando a experiência brasileira na produção de etanol, desde os anos 1970, e a área disponível para agricultura, as perspectivas com relação aos biocombustíveis (biodiesel e etanol) são bastante positivas. Com dimensões continentais e a extensão da costa litorânea, o país abre possibilidades para outras energias renováveis, como solar, eólica, das marés e das ondas. Sem falar na área sedimentar: são cerca de 7,5 milhões de km² – 5 milhões onshore e 2,5 milhões offshore. Uma área gigantesca na qual estudos e as descobertas na camada do pré-sal indicam enorme potencial para hidrocarbonetos. Além de sua situação geográfica e geológica privilegiada, o Brasil não tem guerras, terrorismo, nem conflitos religiosos, raciais ou políticos, e ainda ostenta um ambiente regulatório reconhecidamente confiável: as regras são claras e os contratos assinados para E&P são respeitados. O contexto institucional é estável e bastante favorável. Desde a flexibilização do monopólio da Petrobras, em 1995, a ANP promoveu dez Rodadas de Licitações e, como resultado, há hoje 77 concessionários na indústria brasileira de E&P responsáveis pela produção diária de mais de 2 milhões de barris de petróleo e de cerca de 70 milhões de m³ de gás natural. Importante ressaltar que 50% dos concessionários que hoje atuam no Brasil são de 20 diferentes nacionalidades – o que reforça o fato de o país ser consi-

derado um excelente destino para investimentos. No entanto, apenas 4,5 % da área sedimentar brasileira estão em concessão para E&P. Atualmente, há 295 blocos em fase de exploração e 418 campos em produção. O Brasil tem reservas provadas de cerca de 15 bilhões de barris de petróleo e de cerca de 450 bilhões de m³ de gás natural. As reservas de petróleo podem saltar para 30 bilhões de barris levando-se em conta as atuais descobertas no pré-sal – o que representa um novo paradigma para o Brasil. O alto potencial e o baixo risco exploratório observados no Polígono do Pré-sal levaram o Brasil a promulgar três novas leis, dentro do Marco Regulatório para a indústria de óleo e gás: a Lei 12.351/10, que introduziu o Contrato de Partilha de Produção para o Polígono do Pré-sal e Áreas Estratégicas e também criou o Fundo Social; a Lei 12.304/10, que criou a Pré-sal Petróleo S/A; e a Lei 12.276/10, que definiu a Cessão Onerosa à Petrobras. Serão consideradas Áreas Estratégicas aquelas que apresentarem as mesmas características do Polígono do Pré-sal: grande potencial e baixo risco exploratório. A Câmara dos Deputados ainda discute o Projeto de Lei 2.565/11, relativo à distribuição de royalties – último ponto em aberto para a total definição do novo Marco Regulatório. O novo modelo prevê diferentes tipos de contratos: Partilha de Produção para futuros contratos no Polígono do Pré-sal, localizado no sudeste do país e representando apenas 2,3% das bacias sedimentares brasileiras; e Contrato de Concessão para os blocos já concedidos naquela região – um bom exemplo de respeito aos contratos – e para o resto das áreas sedimentares, quase 98% das bacias brasileiras. TN Petróleo 85

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Figura 3: Polígono do Pré-sal: 2,3% da área sedimentar brasileira.

Figura 4: Mapa estrutural de Franco e Libra.

Neste novo modelo também foi previsto o Contrato de Cessão Onerosa, especificamente para 5 bilhões de barris de petróleo, assinado com a Petrobras. As atribuições da ANP, da Pré-Sal Petróleo S/A e da Petrobras estão absolutamente claras no modelo de partilha: a ANP mantém suas funções de promover Rodadas de Licitações, acompanhar os contratos e fiscalizar as atividades; a Pré-Sal Petróleo S/A será a representante da União em consórcios, principalmente para os aspectos econômicos – e vai aprovar o custo em óleo; e a Petrobras será operadora única, com mínimo de 30% de participação. Este modelo concilia os interesses do governo federal, das companhias de petróleo e da sociedade brasileira tendo em vista que o Polígono do Pré-sal fica aberto para participação de diversas empresas, tanto brasileiras quanto estrangeiras, e a União e a Petrobras têm participações garantidas. 36

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Com vistas a valorizar o Pré-sal brasileiro, em 2010, foram perfurados dois poços com base em estudos da equipe técnica da ANP. Como resultado o Brasil chegou a descobertas gigantes: Franco e Libra. Curiosamente, os blocos exploratórios que abrangem Franco e Libra foram devolvidos à ANP na Rodada Zero e ofertados pela Agência na Sexta Rodada, porém, nenhuma empresa se interessou. Hoje, essas duas descobertas representam reservas estimadas de 10 bilhões de barris de petróleo, o que corrobora a teoria de que a Idade da Pedra não acabou por falta de pedras e a Era do Petróleo não vai terminar por falta de hidrocarbonetos. A evolução das tecnologias em E&P permite novas descobertas e o melhor aproveitamento das reservas. Franco foi utilizada para a Capitalização da Petrobras e Libra deverá ser a área oferecida na primeira Rodada de Licitações do Pré-Sal. O Leilão de Partilha terá como critério de oferta somente o percentual de óleo destinado à União. O Bônus de Assinatura, o Conteúdo Local e o Programa Exploratório estarão definidos em Edital. A Primeira Rodada de Licitações do Pré-sal é ansiosamente aguardada pelo mercado. Porém, vale lembrar que as oportunidades no Brasil vão muito além do Pré-sal. A Décima Primeira Rodada de Licitações (com áreas fora do Polígono do Pré-sal) foca a Margem Equatorial Brasileira e inclui 174 blocos; metade onshore e metade offshore, em bacias maduras e de novas fronteiras, uma forma de pulverizar os benefícios das atividades de óleo e gás entre muitos estados e municípios brasileiros. Há oportunidades para empresas de pequeno, médio e grande porte. Uma das razões da Rodada focar a Margem Equatorial é a analogia entre as costas do Brasil e da África (Schiefelbein et al.2000). Como houve descobertas gigantes ao longo da costa oeste da África, como Jubilee Field em Gana, acredita-se que a Margem Equatorial brasileira tenha grande potencial. Esta Rodada foi aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 2011, porém a Resolução de governo que autoriza a ANP a lançar a Licitação não foi assinada. O Projeto de Lei 2.565/11, atualmente em discussão no Congresso Brasileiro, não se refere apenas a Contratos de Partilha, mas também à distribuição de royalties relativos a Contratos de Concessão. Considerando que as discussões não terminaram e que o processo envolve vários estados e municípios, novas questões podem surgir e, por isso, novos Contratos deverão ser assinados somente após a completa definição do novo Marco Regulatório. É importante ressaltar que a interrupção das Rodadas de Licitações foi uma consequência das descober-


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Figura 5: Décima Primeira Rodada de Licitações.

Figura 6: Analogias entre as costas da África e do Brasil.

tas do Pré-sal, que tornaram necessária a revisão do Marco Regulatório. As Rodadas de Licitações são um caminho para repor áreas exploratórias no Brasil. Considerando os contratos atuais, em 2016 não deverá haver blocos em fase de exploração. A ANP vem contratando atividades exploratórias em todo o país com o objetivo de conhecer melhor o potencial brasileiro em óleo e gás – estratégico para todos os países – e também para descentralizar os investimentos de E&P, atualmente concentrados na região Sudeste. O Plano Plurianual de Exploração da ANP (PPA) é parte do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal. O Plano prevê investimentos de quase US$ 1 bilhão em 22 bacias sedimentares, em mais de 15 estados. Paralelamente às maravilhas do potencial energético brasileiro, há desafios a enfrentar para fomentar o desenvolvimento da indústria de petróleo e gás. São eles: infraestrutura, mão de obra, ino38

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vação tecnológica, fornecimento de bens e serviços e segurança operacional, entre outros. A demanda por bens e serviços no Brasil pode chegar a US$ 400 bilhões até 2020. O Brasil terá que investir pesadamente em infraestrutura, não só plataformas e FPSOs, mas também barcos de apoio, gasodutos, portos, estaleiros, siderurgia etc. De acordo com a Política de Conteúdo Local no Brasil, definida pelo governo federal e executada pela ANP, os concessionários devem assumir o compromisso de contratar um percentual mínimo de bens e serviços com a indústria nacional, por consequência, parte siginificativa desta infraestrutura deverá ser produzida pela indústria brasileira, o que será, simultaneamente, um desafio e uma grande oportunidade para o Brasil. O Compromisso de Conteúdo Local foi exigido em todas as Rodadas de Licitações como um dos três critérios de ofertas para definir os vencedores. Até a Quarta Rodada, eram permitidas ofertas livres de Conteúdo Local; na Quinta e Sexta, foram estipulados limites mínimos de oferta; e a partir da Sétima, a ANP passou a definir também limite máximo, necessário para evitar que empresas ofereçam percentuais de Conteúdo Local inatingíveis objetivando garantir o arremate de blocos. Em casos de preços e prazos mais elevados no Brasil do que no mercado internacional, o concessionário pode ser liberado pela ANP de atingir o Conteúdo Local relativo a um item específico, mas ainda precisará cumprir o percentual global comprometido no Leilão. Para fazer parte da indústria brasileira de óleo e gás as empresas devem estar comprometidas com a Política de Conteúdo Local. Cabe observar que com a flexibilização do monopólio da Petrobras, muitos novos entrantes vieram para a indústria brasileira de E&P. Naquele tempo, a infraestrutura e os fornecedores de bens e serviços não eram suficientes para atender à demanda, não havia mão de obra especializada e nem mesmo regulação madura. Apesar disso, as empresas superaram tão bem as dificuldades que a indústria brasileira de óleo e gás cresceu muito e o volume de produção praticamente triplicou desde 1995. Levando-se em conta o desenvolvimento das atividades de E&P, incluindo o Pré-sal, o ganho de escala permitirá às empresas contratarem bens e serviços no Brasil de forma bastante competitiva. Há 15 anos a indústria naval estava praticamente falida e, como consequência das atividades de E&P, atualmente está em plena expansão. O Conteúdo Local pode ser uma oportunidade para o país, para os fornecedores e para as companhias de petróleo comprometidas com o desenvol-


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Figura 8: Bacias sedimentares incluídas no PPA.

vimento do Brasil – que está preparado para plantar hoje e colher os benefícios no futuro. Comparando o Brasil a outros países, a conclusão é que se trata de um parceiro estratégico; o potencial do país em óleo e gás é indiscutível, existe demanda e imenso mercado. Adicionalmente, o contexto econômico e o ambiente institucional são estáveis, as regras são claras e os contratos são respeitados. Considerando que investimento em pesquisa e desenvolvimento contribui para o desenvolvimento da indústria brasileira, em 1998 a ANP incluiu a Cláusula de P&D nos Contratos de Concessão. Ela obriga concessionários de campos com alta rentabilidade

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Foto: Agência Petrobras

Figura 7: Evolução da área exploratória.

a investirem 1% da receita bruta desses campos em pesquisa e desenvolvimento no Brasil. Entre 1998 e 2011, esse percentual representou cerca de US$ 3,5 bilhões. P&D contribui não só para o desenvolvimento da indústria nacional, mas a inovação tecnológica pode trazer também segurança para as operações de E&P. Importante destacar que o mundo está enfrentando o desafio de conciliar desenvolvimento com meio ambiente. Segurança Operacional é uma questão importante nesse contexto, é preciso que haja regras claras e sistemas de fiscalização inteligentes para evitar que o aumento global das atividades de E&P venha a causar mais acidentes. Planejamento e parcerias também são muito importantes: a ANP assinou acordos com a Marinha que lhe permitiram aumentar o número de inspeções em plataformas e FPSOs. Hoje é possível realizar até 90 perícias técnicas por mês. Ciente de que treinamento de mão de obra contribui para a segurança operacional e também para o desenvolvimento da indústria, em 1999, a ANP criou o Programa de Recursos Humanos (PRH/ANP). Os recursos do PRH são oriundos da Cláusula de P&D e do CT-Petro, Fundo Setorial baseado em receita de royalties. Em 1998 a arrecadação de royalties foi de US$ 142 milhões e no ano de 2011 atingiu US$ 6,5 bilhões, um crescimento de mais de 4.000%. Como consequencia, o PRH já investiu mais de US$ 120 milhões em desenvolvimento de recursos humanos no Brasil, incluindo quase seis mil bolsas de estudo. Outra oportunidade no contexto atual da indústria de óleo e gás no Brasil é o gás não convencional. Sua exploração já é uma realidade no Brasil e suas peculiaridades precisam ser refletidas na regulação. Atualmente a ANP está promovendo estudos em quatro bacias sedimentares: Parecis, Parnaíba, Recôncavo e São Francisco. Por todo o exposto, fica claro que o país precisará de grande volume de dinheiro nesse novo contexto, portanto investimentos são bem-vindos, tanto nacionais como estrangeiros. A espera pela conclusão do novo Marco Regulatório pode trazer ansiedade para o mercado, porém, ao analisar as perspectivas do Brasil, é possível perceber que os desafios são grandes, mas as oportunidades são enormes e os resultados deverão ser ainda maiores.


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regulatory framework

The current context

of the Brazilian oil and gas industry The new Regulatory Framework: perspectives, opportunities and challenges. Nearly 100 years ago it was said the oil reserves in the world would last for only 40 years; Less than 50 years ago it was believed Brazil had no great petroleum potential; Less than 20 years ago it was believed the natural gas discoveries were not economically viable; Less than 10 years ago the pre-salt was not explored in Brazil and it was believed the Santos Basin would not have the same potential as the Campos Basin

H Claudia Rabello graduated in Social Communication at the Catholic University of Rio de Janeiro (PUC-RJ), Post Graduated in Business Administration and Marketing at the Brazilian Institute of Capital Markets (IBMEC) and Post Graduated in Oil and Gas Management at the Federal University of Rio de Janeiro (UFRJ/COPPE). Work at the energy sector for 13 years and is currently the General Manager of Licensing Rounds Promotion at the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP), which is the area responsible for the Bidding Rounds and in charge of the qualifications of companies interested in joining the E&P industry in Brazil by means of Bidding Rounds or farm in.

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ow many myths will still fall down thanks to the evolution of technologies and the continuing activities of exploration and production (E&P)? Exploration activities in blocks awarded in the Bidding Rounds promoted by the National Agency of Petroleum Natural Gas and Biofuels (ANP) enabled Brazil to reach the pre-salt reservoirs; discoveries of such magnitude rarely seen in the world which placed Brazil in a new level at international geopolitics. Consequently, the country is currently experiencing such a particular moment of its history linked to oil and natural gas. This new paradigm has put Brazil in the spotlight and brought forth the necessity to review the National Regulatory Framework for oil and gas. In 2008 Brazil began to review the Regulatory Framework and as it deals with issues of national wealth and great complexity, only in 2010 the laws were enacted. However there is still no definition on the distribution of the pre-salt royalties among the Federal Union, states and municipalities. It is not easy to understand the reasons Figure 1- Brazilian sedimentary basins that led Brazil to stop


Figure 2 – The institutional evolution of the E&P in Brazil

the Bidding Rounds or why the new Regulatory Framework has not been fully defined yet. The point is: Brazil’s necessary pause should not overshadow the country’s huge energy potential and even businesses opportunities that are present today and those that will arise in the coming years Brazil is a country of 8.5 million square kilometers, nearly 200 million people and it’s currently the sixth largest economy in the world. With US$ 377 billion in international reserves and Investment Grade status, there is economic stability and, additionally, calling for different energy sources. Considering Brazil’s experience in ethanol production since the 70s and the land available for agriculture, the perspective regarding biofuels (biodiesel and ethanol) is very positive. As a country with continental dimensions and a huge coast, Brazil opens up possibilities for other renewable energies such as solar, wind, tidal, wave, among others. Not to mention the sedimentary area: there are approximately 7.5 million square kilometers - 5 million onshore and 2.5 million offshore - a giant area where studies and discoveries in the pre-salt layer indicate great potential for hydrocarbons. Besides Brazilian privileged geographical and geological environment, there are no wars, terrorism, nor religious, racial or political conflicts and it possesses a reliable Regulatory Framework: the rules are clear and the E&P signed contracts are respected. The institutional context is stable and very favorable. Since the abolishment of Petrobras’

monopoly in 1995, ANP has promoted 10 Bidding Rounds and as a result, there are currently 77 concessionaires in the Brazilian E&P industry responsible for producing more than 2 million bbl of oil and 70 million m³ of natural gas per day. Importantly, 50% of the concessionaires currently in Brazil are from 20 different countries, reinforcing the fact country is considered to be a prime destination for investment. However, only 4.5% of the Brazilian sedimentary area is under concession for E&P activities. Today there are 295 blocks in the exploration phase and 418 fields in production. Brazil has proven reserves of 15 billion bbl of oil and nearly 450 billion m³ of natural gas and, taking into account the current discoveries in pre-salt, the oil reserves may jump to 30 billion bbl - a new paradigm for Brazil. The high potential and low exploratory risk observed in the Pre-salt Polygon has led Brazil to enact three new laws within the Regulatory Framework for the oil and gas industry: Law No. 12,351/10, which introduced the Production Sharing Contract (PSC) for the Pre-salt Polygon and Strategic Areas and also created the Social Fund; Law No. 12,304/10, which created the Pré-Sal Petróleo S/A., and Law No. 12,276/10 that defined the Onerous Assignment of Rights to Petrobras. The Strategic Areas will be those holding the same characteristics as the Pre-salt Polygon: high potential and low exploratory risk. The House of Representatives is still discussing Bill No. 2,565/11 regarding the distribution of royalties. This is the last spot open for the full definition of the new Regulatory Framework. The new T&B Petroleum 33

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regulatory framework

Figure 3 - Pre-Salt Polygon - 2.3% of the Brazilian sedimentary area

Figure 4 – Franco & Libra structural map

model provides different types of contracts: PSC for future contracts in the Pre-salt Polygon, located in the southeast of the country, representing only 2.3% of the Brazilian sedimentary basins; and the Concession Contract for blocks already granted in this area – a good example of the respect for contracts – and for the rest of the sedimentary areas, almost 98% of the Brazilian basins. The new model also includes the Onerous Assignment of Rights, signed with Petrobras specifically for 5 billion bbl. The duties of ANP, Pré-Sal Petróleo S/A. and Petrobras are absolutely clear in the Production Sharing System: ANP has maintained its functions of promoting Bidding Rounds, monitoring contracts and inspecting activities; Pré-Sal Petróleo S/A. is the representative of the 76

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Federal Union in consortia, mainly in economic issues (– and will approve the cost oil); and Petrobras will be the only operator with a minimum share of 30%. This model conciliates the interests of the Federal Government, oil companies and the Brazilian society as it keeps the Pre-Salt Polygon open to the participation of several Brazilian and also foreign companies, but the Federal Union and Petrobras have their participations ensured. In order to enhance the value of the Brazilian Pre-salt, in 2010, two wells were drilled in the Polygon based on studies of the Agency’s technical staff. As a result, Brazil reached giant discoveries: Franco and Libra. Interestingly the blocks that encompass Franco and Libra were returned to ANP in Round 0 and were offered by the Agency in the 6th Round, but no company was interested. Currently, these two discoveries represent an estimated volume of 10 billion bbl of oil. It reinforces the theory that the Stone Age did not end due to the lack of stones and the Oil Era will not end due to the lack of hydrocarbons. Evolving technologies in E&P enable new discoveries and the best use of the reserves. Franco was used for the Petrobras Capitalization and Libra should be the area offered in the first Pre-salt Bidding Round. The only offer criterion for the Auction will be the percentage of oil addressed for the Union. The Signature Bonus, Local Content and Exploration Program will be defined in Tender Protocol. The first Bidding Round of Pre-salt is eagerly awaited by the market but it is worth remembering the opportunities in Brazil go far beyond Pre-salt. The 11th Bidding Round (with areas just outside the Pre-Salt Polygon) focuses on the Brazilian Equatorial Margin and includes 174 blocks, half onshore and half offshore, in mature basins and new frontiers - a way to spread the benefits of oil and gas activities among the many Brazilian states and municipalities. There are opportunities for small, medium and large companies. One reason to focus on the Equatorial Margin is the analogy between the coasts of Brazil and Africa (Schiefelbein et al. 2000). As there were giant discoveries along the west coast of Africa, such as Jubilee Field in Ghana, it is believed the Brazilian Equatorial Margin has great potential. This Round was approved by the National Council for Energy Policy (CNPE) in 2011; otherwise the Government Resolution that


Figure 5 - 11th Bidding Round

Figure 6 - Analogies between the coasts of Africa and Brazil

authorizes ANP to perform the Auction has not been signed yet. Bill No. 2,565/11, currently under discussion in the Brazilian Congress, refers not only to Production Sharing Contracts, but also to the distribution of royalties relating to Concession Contracts. Considering the discussions have not ended and that the process involves several states and municipalities, new issues may arise; therefore new contracts should only be signed after the complete definition of the new Regulatory Framework. Importantly, the pause in Bidding Rounds was a consequence of the pre-salt discoveries, which made the review of the Regulatory Framework necessary. The Bidding Rounds are a way to reset exploration areas in Brazil. Based on current contracts, in 2016 there will be no blocks under exploration phase.

The ANP is hiring exploratory activities throughout the country in order to better know the Brazilian oil and gas potential - strategic for all countries, and also to decentralize the E&P investment, currently concentrated in the Southeast. The ANP’s Multi-Annual Exploratory Plan (PPA) is part of the Federal Government’s Growth Acceleration Program (PAC). The Plan foresees investments of almost US$ 1 billion in 22 sedimentary basins in more than 15 states. Besides all the wonders of Brazilian energy potential, there are challenges to be faced in order to foster the development of the oil and gas industry, such as: infrastructure, workforce, technological innovation, supply of goods and services, operational safety, among others. Demand for goods and services in Brazil could reach US$ 400 billion by 2020. Brazil will have to invest heavily in infrastructure, not just platforms and FPSOs, but also supply boats, pipelines, ports, shipyards, steel, etc. According to the Local Content Policy in Brazil, defined by the Federal Government and executed by ANP, the concessionaires must hire a minimum percentage of goods and services from the domestic industry, therefore, significant part of this infrastructure will be produced in Brazil, which will be both a challenge and a great opportunity for the country. Commitment to Local Content was required in all Bidding Rounds as one of the three bid offerings criteria used to define the bidding winners. Until the 4th Round, free local content offers were allowed, however, in the 5th and 6th Rounds minimum offer limits were stipulated and from the 7th Round on, ANP also set a maximum limit, needed to prevent unattainable Local Content percentage offered by companies aiming to ensure the block granting. In cases of deadlines and prices higher in Brazil than in the international market, the concessionaire may be released by the ANP to reach the Local Content on a specific item, but will still need to meet the global percentage committed to in the Auction. To be part of the Brazilian oil and gas industry companies must be committed to the Local Content Policy. Note that since the abolishment of the Petrobras’ monopoly, many newcomers joined the Brazilian E&P. At that time the infrastructure and suppliers of goods and services were not sufficient to meet demand, there were no skilled workforce and not even mature regulation. Nevertheless, companies outperformed so well the difficulties that the T&B Petroleum 33

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regulatory framework

Figure 7 – Exploratory areas evolution

Figure 8 – PPA sedimentary basins

Brazilian oil and gas industry grew intensively and the oil production almost tripled since 1995. Taking into account the development of the E&P activities, including the pre-salt, the economy of scale in Brazil will allow companies to hire goods and services in a very competitive way. 15 years ago the shipbuilding industry was virtually bankrupt in Brazil and currently, as a consequence of the E&P activities, it is booming. Local Content can be an opportunity for the country, for suppliers and for oil companies committed to the development of Brazil, which is ready to sow the seeds today and reap the benefits in the future. Comparing Brazil to other countries, the conclusion is it is a strategic partner. The country’s oil and gas potential is indisputable, there is demand and a huge market. Additionally, the economic context and the institutional environment are stable, the rules are clear and the contracts are respected. 78

T&B Petroleum 33

As investments in research and development contribute to the improvement of the Brazilian industry, in 1998 the ANP included the R&D Clause in the Concession Contracts. It obliges concessionaires of very profitable fields to invest 1% of their gross revenue on R&D in Brazil. Between 1998 and 2011, this percentage represented around US$ 3.5 billion. R&D contributes not only to the development of National industry, but technological innovation can also bring safety to E&P operations. The world is facing the challenge of conciliating development with environment. Operational Safety is an important issue in that context, there must be strict rules and intelligent monitoring systems to prevent increasing the number of accidents from the global intensification in E&P activities. Planning and partnerships are also very important. The ANP has signed agreements with the Navy that allowed the agency to increase the number of inspections in platforms and FPSOs. Today it is possible to hold up to 90 technical inspections per month. Aware that personnel training contribute to operational safety and also to the development of the industry, in 1999 ANP created the Human Resources Program (HRP / ANP). The PRH is funded by the R&D Clause and by CT-PETRO - a sectorial fund based on royalties revenue. In 1998 the revenue in royalties was US$ 142 million and in 2011 it reached US$ 6.5 billion, a growth of more than 4,000%. As a consequence, the Program has invested in Brazil more than US$120 million in human resource development, including nearly 6,000 scholarships. Another opportunity in the current context of the oil and gas industry in Brazil is the unconventional gas. Its exploration is now a reality in Brazil and the peculiarities need to be reflected in the regulation. Currently, ANP is promoting studies in four sedimentary basins: Parecis, Parnaíba, Reconcavo and San Francisco. In view of all of this, the country will need a great amount of money in this new context, so investments are welcome, both domestic and foreign. The expectation for concluding the new Regulatory Framework can bring anxiety to the market, however, when analyzing the perspective of Brazil, one can clearly see there are great challenges, but the opportunities are enormous and the results should be even bigger.


Conhecimento

e informação é tudo! EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO REFINO E DISTRIBUIÇÃO GEOFíSICA E SíSMICA DUTOS E TERMINAIS INDúSTRIA NAVAL E OFFSHORE BIOCOMBUSTíVEIS E SUSTENTABILIDADE RECURSOS HUMANOS E GOVERNANÇA CORPORATIVA LEGISLAÇÃO E MERCADO

opinião

A proteção da federação: receitas de royalties e do ICMS, de Rodrigo Jacobina, sócio do Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.

opinião

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opinião

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Consórcios na Lei do Petróleo, de Luiz Cezar Quintans, advogado associado ao G Ivo Advogados.

Prepare-se para voltar a crescer, de Mark Dixon, CEO

Retrospectiva 2011: ano de pré-sal e renováveis

Magda Chambriard: pulso firme na ANP OTC 2012: cobertura especial

Estaleiros em ritmo acelerado

Frota em expansão

Cinquentenário da Sobena

OGX: primeiro óleo

Frade: tolerância zero

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ESPECIAL: SÍSMICA

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Grandes investimentos no Rio Cenário complicado para os independentes Etanol: mercado estável em 2012

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e fundador do Grupo Regus.

Maria das Graças Foster: uma petroleira na presidência da Petrobras

DO PETRÓLEO

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Tecnologia centenária Métodos sísmicos e tipos de levantamento Sísmica permanente

ESPECIAL: PERSPECTIVA 2012

mercado aquecido

Otimismo em alta

O Brasil, os Brics e seus parceiros, por Fernando Padovani

Suplemento especial: Caderno de Sustentabilidade

Combustíveis do inferno, por Célio Pezza

Sustentabilidade corporativa, por José Osvaldo Bozzo

Desmistificando o Brasil no geral, criticando-o no particular, por Bashir Karim Vakil e Ana Luiza Cruz Vizaco

PCHs: é necessário investir mais nesta alternativa, por Regina Pimentel

Coleta e rerrefino: práticas sustentáveis, por Thiago Luiz Trecenti Petróleo e gás no Brasil: antes mal acompanhado do que só, por Bashir Karim Vakil e Ana Luiza Cruz Vizaco

A Política Nacional de Resíduos Sólidos afinando com a interpretação econômica dos resíduos e rejeitos, por Cassio dos Santos Peixoto

Aneel: contabilidade regulatória e renovação das concessões, por Rosane Menezes Lohbauer e Rodrigo Barata

Mancais de deslizamento autolubrificantes, por Hubert Hilp

Suplemento especial:

Controle microbiano gera aumento de produção de gás, por Debora Takahashi

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A importância das reservas do pré-sal na economia brasileira, por Augusto Mendonça

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Seguro contra riscos de engenharia garante tranquilidade à obra, por Luciana Santana

A prática da arbitragem no Brasil, por Patrícia Sampaio Fiad Prospectos exploratórios: estimativa do VME, por Túlio Márcio Entrevista exclusiva

Entrevista exclusiva

Entrevista exclusiva

Roberto Ramos, presidente da Odebrecht Óleo e Gás

Tommy Bjørnsen, diretor de operações para DNV América do Sul

José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

OOG quer ser parceira estratégica no upstream

P&D assegura mais valor e qualidade

Aquisições dão suporte à expansão no Brasil

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0108,

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TN Petróleo 83

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décima primeira rodada

Promessa de leilão dá novo alento ao mercado

Os principais players do setor de óleo e gás, nacionais e estrangeiros, assim como toda a cadeia produtiva, aguardam com muita expectativa a 11ª rodada de licitações de áreas para exploração da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), aprovada pelo governo em meados de setembro. Este leilão e, principalmente, a primeira rodada de áreas do pré-sal, deu novo alento no mercado, que há quatro tem tido apenas os recursos de farm ou e farm in (compra e venda direta, entre empresas que detêm concessão) para renovar ou ampliar a carteira.

S

ó vendo acontecer para crer! Este é o sentimento dos investidores e empresários do setor de óleo e gás que aguardavam a 11ª rodada de licitações, adiada mais de uma vez pelo governo – que, no último leilão, em 2008, retirou a melhor fatia de blocos ofertados em função das descobertas no pré-sal, fazendo um leilão terrestre. O ministro de Minas e Energia (MME), Edison Lobão, anunciou que a 11ª rodada será realizada em maio de 2013, assegurando ainda que o 1º leilão de blocos na região do pré-sal está previsto para novembro do mesmo ano. Muitos acreditam que o primeiro evento deverá ocorrer, sem dúvida, mas

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estão céticos quanto ao segundo, que licitará uma das mais cobiçadas áreas do planeta no setor de óleo e gás. Para a próxima rodada, a ANP havia anunciado anteriormente um total 174 blocos exploratórios, metade deles em terra e metade na margem equatorial: 87 em mar, 87 em terra, divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. Depois do adiamento por quase quatro anos, é possível que haja mudanças. No entanto, segundo a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriard, alguns desses 174 blocos que tiveram

por Maria das Graças Romero por Maria Fernanda Romero

autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) poderão ficar de fora por problemas no licenciamento. “Em princípio, devem ser 170 blocos”, disse Magda, frisando que ainda não há um número definido. Ela agregou que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e a ANP estão, no momento, avaliando os blocos, e alguns deles, localizados na Margem Equatorial, no litoral nordestino, poderão ser excluídos. Mas há uma questão maior, que poderá provocar atrasos nessa agenda. Chambriard informou que o Projeto de Lei que trata da distribuição dos royalties do petróleo tem que ser


Foto: TN Petróleo

votado logo, para que a 11ª rodada seja feita em maio: “Essa questão tem que ser resolvida até janeiro”, frisou. Ou seja, é necessário solucionar esse impasse em torno dos royalties, o qual mobiliza municípios e estados. Até mesmo porque está havendo uma expansão das fronteiras exploratórias, abrindo expectativas para centenas de municípios que sonham em ter uma pequena fatia dos recursos provenientes do ouro negro.

Áreas atrativas A ANP estima arrecadar no mínimo cerca de R$ 200 milhões com os bônus de assinatura a serem pagos pelas empresas pelos blocos a serem licitados – o que equivale à média de R$ 1,2 milhão por bloco. A 11ª rodada será a primeira a ser feita com o novo modelo de contrato de concessão a ser divulgado pela ANP, após a compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública realizada no dia 20 de abril. De acordo com o diretor da ANP, Helder Queiroz, as áreas a serem ofertadas

na 11ª rodada deverão começar a ser apresentadas às petroleiras a partir de janeiro do próximo ano e deverão contemplar, principalmente, a margem equatorial do país e o Recôncavo Baiano. O diretor afirmou que a agência reguladora vai oferecer áreas com bastante atratividade para as empresas, o que deverá tornar o leilão bastante competitivo. “É o caso da margem equatorial, na qual foram feitas descobertas interessantes recentemente pela Petrobras na Bacia do Ceará, e que guarda analogia com a África, sobretudo mais ao Norte”, le3mbrando que também houve ocorrências similares nas Guianas. Queiroz afiança que a indústria tem grande interesse na área equatorial. “Você terá uma competição ferrenha.” Queiroz disse que a ANP realizará road shows e workshops para as principais empresas nacionais e estrangeiras do setor de petróleo para divulgar a rodada.

Atividades voltarão a crescer Essa é a aposta do presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), João Carlos De Luca, que denominou de ‘notícia extraordinária’ a liberação do governo para dois novos leilões. “É extremamente positivo o comprometimento do governo para a realização da 11ª rodada e do primeiro leilão para o pré-sal, em 2013”, disse. De acordo com o dirigente, que também é presidente da petroleira Barra Energia, o cenário da margem equatorial brasileira aponta para um potencial elevado de descobertas de petróleo no Nordeste e no Norte do Brasil. A área se deve à correlação da região com a costa oeste africana, onde estão sendo constatadas inúmeras descobertas relevantes, como já assinalado. “Sem rodadas, as companhias estão reduzindo o nível das ativida-

des de exploração. Isso traz prejuízos para o setor petrolífero e para o Brasil”, afirmou De Luca, enfatizando que a rodada será muito competitiva, uma vez que investidores estão com ‘apetite’ por novas áreas para exploração no país. André Araújo, presidente da Shell no Brasil, afirmou que a empresa pretende entrar como operadora na disputa pelos blocos de petróleo, mas ainda está definindo as formas de sua participação na disputa. “Temos interesse em todos (os blocos em terra e mar). Está dentro da nossa estratégia o Nordeste e a Margem Equatorial”, disse Araújo. Ele ressaltou que a retomada dos leilões pela ANP vai garantir a manutenção e o crescimento da produção de petróleo e gás no Brasil nos próximos anos. “Mais importante que os leilões do ano que vem é a retomada de leilões regulares”, pontuou. Além de blocos offshore, a Shell tem expectativa sobre os blocos terrestres em que vê potencial de boas reservas de gás de xisto (shale gas) no país. Mas, preferiu não detalhar planos de exploração do gás não convencional. Em 2013, a empresa faz a primeira perfuração onde há potencial de presença de xisto. “Vamos depender dos leilões para ter uma ideia do potencial. Mas a Shell tem liderança nesse mercado e terá interesse em oportunidades”, afirmou Araújo.

Competitividade consolidada Antonio Muller, presidente do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC) avalia que o anúncio da 11ª rodada representa para a cadeia epecista a necessidade de investir em novas e melhores tecnologias e processos de gestão que permitam fazer frente às demandas geradas pelas empresas contratantes, o que resulta no fortalecimento da mesma. Muller acredita que quando se fala em novas rodadas, devem-se considerar oportunidades de negócio e crescimento para toda a cadeia de petróleo e gás. “A indústria epecista tem mostrado sua competitividade e produtividade nos cenários que TN Petróleo 86

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décima primeira rodada

antecederam esta 11ª rodada”, destacou o dirigente. Ele lembra que das 74 empresas que atuam diretamente na exploração e produção de petróleo no país, em torno de 50% são empresas nacionais, todas elas atendidas de maneira eficiente pela nossa indústria de EPC. “Todo cenário de investimento produtivo, que leve implícito incrementos no crescimento orgânico do setor, será sempre bem-vindo, e como tal será sempre apoiado por nosso Centro de Excelência em EPC”, enfatiza o executivo. De acordo com o presidente do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT), Raimar van den Bylaardt, a retomada dos leilões não impacta, no curto prazo, o setor de dutos, mas gera a perspectiva de implantação de novos dutos e consequentemente de expansão da malha dutoviária brasileira, sobretudo se considerar-

mos a oferta de blocos em novas fronteiras que vão precisar garantir o transporte da produção. “Além disso, existe a possibilidade de demanda de dutos para interligar os diferentes clusters de produção”, afirma.

Oportunidades de internacionalização De acordo com o diretor executivo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), Alberto Machado, a perspectiva de novos leilões no próximo ano representa um novo alento para a indústria nacional e, apesar de tardio, pode representar novas e excelentes oportunidades para o seu desenvolvimento em bases competitivas e sustentáveis. “Um dos fatores fundamentais para a sustentabilidade e internacionalização da indústria brasileira no setor de petróleo e gás é a diversificação de seus mercados e clientes. Com a abertura do setor de petróleo e gás no Brasil, além da Petrobras, existem mais de 70 empresas de capital nacional e estrangeiro atuando nas mais diferen-

tes etapas dos processos de E&P, que aguardam novas áreas para investir e gerar demandas importantes para nossa indústria”, ressalta Machado. O diretor executivo da Abimaq indica ainda que apesar de já vivermos há mais de 13 anos sem o monopólio, o mercado interno ainda é muito dependente de um único cliente, fato que tende a se agravar em decorrência do longo período sem a realização de leilões para concessão de blocos exploratórios. “Novos leilões certamente darão novo fôlego à indústria local, permitindo que ela possa ter massa crítica para atender às demandas de conteúdo local e, assim, atingir a tão desejada competitividade internacional”, finaliza.

Petroleira quer aumentar portfólio Já o vice-presidente de Relações Públicas e de Responsabilidade Social Corporativa da Statoil, Mauro Andrade, disse que a oferta de novas áreas exploratórias é de extrema importância para manter o nível de investimentos no país, aumentar o conhecimento das bacias brasileiras e promover novas

Catorze entidades de classe empresarial pedem retomada urgente de licitação de blocos de gás natural A dEsPEiTO dA APrOvAçãO de novos leilões, um fórum de 14 entidades empresariais vai entregar às autoridades um documento que pede a retomada urgente da licitação de blocos exploratórios de gás natural no Brasil. segundo o relatório das associações, o MME e a ANP estavam adiando um processo que poderia gerar, no mínimo, r$ 196 milhões em bônus ao país! de acordo com o estudo, o arcabouço regulatório das áreas do pré-sal e a distribuição dos royalties entre estados, municípios e União são os elementos que continuam a emperrar a licitação. “A questão da regulação foi resolvida e uma nova rodada, no regime de concessão, poderia ocorrer independentemente da discussão referente aos royalties, desde que fosse mantida a atual sistemática de rateio”, informa reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos 48

TN Petróleo 86

Comercializadores de Energia (Abraceel) e coordenador do fórum. O documento reúne ao todo dez propostas para viabilizar o mercado de gás natural no Brasil e, dessa forma, assegurar competitividade para a indústria brasileira, já que a matriz se configura como um dos mais estratégicos insumos do mundo. O Fórum das Associações Empresariais Pró-desenvolvimento do Mercado de Gás Natural, é composto pelas seguintes entidades: • Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) • Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) • Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace) • Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget) • Associação Brasileira dos Produtores independentes de Energia Elétrica (Apine)

• Associação Brasileira de Grandes Consumidores industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) • Associação Brasileira das Empresas distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) • Associação Paulista das Cerâmicas de revestimento (Aspacer) • Associação Nacional dos Fabricantes de Cerâmica para Revestimento (Anfacer) • Associação Técnica Brasileira das indústrias Automáticas de vidro (Abvidro) • Associação Brasileira de Distribuição de Gás Natural Comprimido (ABGNC) • Federação das Indústrias do Estado do rio de Janeiro (Firjan) • Associação Fluminense de Cogeração de Energia (Cogen rio) • Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (iBP)


descobertas que contribuirão com produção futura para o país. Mauro Andrade afirmou ainda que o período entre a fase de exploração e o primeiro óleo pode durar até dez anos, portanto, as rodadas atuais irão adicionar produção para além de 2020. “A Statoil não tem restrições em relação ao modelo de partilha de produção que será adotado para a região do pré-sal, visto que já operamos em outros países com o mesmo arranjo contratual. Iremos avaliar a atratividade do modelo tão logo as condições comerciais estejam disponíveis”, apontou. Mesmo focada no desenvolvimento das campanhas exploratórias na Bacia do Solimões e Namíbia, a petroleira brasileira HRT também já informou que analisa as oportunidades de diversificação do seu portfólio de ativos tanto no Brasil quanto no exterior.

Ilustração: ANP

C promessa de leilão dá novo alento ao mercado

Margem Equatorial será destaque TIDA COMO UMA das áreas mais promissoras da 11ª Rodada, com cinco das nove bacias, a Margem Equatorial é formada pelas bacias da foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, todas elas de fronteira exploratória. Entretanto, essa região apresenta potencial petrolífero altamente promissor, caracterizado pelas descobertas comerciais e subcomerciais nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar,

além dos numerosos indícios de petróleo registrados nos poços perfurados. Os óleos nelas identificados são leves e de excelente qualidade (de até 44° API), comprovando o potencial das mesmas. Ademais, as recentes descobertas na costa oeste africana, nas bacias de Gana e Costa do Marfim, análogas às bacias da margem equatorial brasileira, dão indicativo do potencial brasileiro.

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TN Petróleo 86

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eventos

Gás não convencional:

o grande potencial brasileiro

De acordo com um estudo da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o volume de gás não convencional (ou shale gas) no Brasil, em três bacias sedimentares terrestres (Parnaíba, Parecis e Recôncavo), pode chegar a 208 trilhões de pés cúbicos (TCFs). Se confirmado, o número supera em mais de dez vezes as reservas provadas da Bolívia, conforme estimativas do mercado.

A

pesar do cenário otimista abordado durante um painel no evento, segundo a própria anP, o levantamento envolve incertezas. Para se atingir o volume calculado, é preciso que se verifiquem as mesmas condições da área pioneira de Barnett, nos estados unidos. a grande vantagem desse tipo de gás é sua possibilidade de produção no interior do país, que hoje não recebe o gás convencional, quase todo oriundo das plataformas offshore. entretanto, Olavo colela Junior, conselheiro da anP, informou que até agora há pouco investimento nesta técnica de exploração no Brasil, mas as empresas já se debruçam sobre o tema e a agência estuda uma regulação para o setor. Há indícios ainda de reservas não convencionais nas bacias do amazonas, Paraná e são Francisco. Bob Fryklund, vice-presidente de pesquisa de energia da iHs cera, comentou ainda que faltam regras de investimento que englobem mais os reservatórios não convencionais no Brasil. a falta de uma infraestrutura eficaz no país também foi levantada pelo executivo como um entrave. De acordo com Fryklund, as lições aprendidas na amé-

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TN Petróleo 86

rica do norte, como o uso de fraturamento hidráulico nesses reservatórios, deve ser aplicado no Brasil. Dentre outras vantagens, ele enfatizou a rápida taxa de retorno que esta tecnologia proporciona. O executivo comentou ainda sobre o potencial do petróleo tight (extraído de formações rochosas densas), que deve aumentar dramaticamente ao longo da década. segundo ele, até 2020, o hemisfério ocidental pode estar importando muito pouco petróleo do hemisfério oriental.

Marco regulatório um levantamento recente da KPMg indica que o Brasil pode se tornar o segundo maior produtor de shale gas (gás de xisto) no mundo, energia considerada estratégica para a matriz mundial no futuro. De acordo com o estudo, o país é hoje o décimo entre os detentores de reservas de shale gas, com reservas estimadas de 226 bilhões de m³. “Temos de criar para este setor um novo marco regulatório, já que os atuais contratos de concessão não funcionam para o gás não convencional. É preciso definir parâmetros para estrutura do período exploratório, comprovação de reservas, declaração

de comercialidade, plano de desenvolvimento, tributação, entre outros – afirmou Marcos Tavares, presidente da gas energy, empresa de consultoria do setor de gás natural, que participou da rio Oil & gas 2012. a diretora-geral da agência nacional de Petróleo, gás e Biocombustíveis (anP), Magda chambriard, disse já se reuniu com autoridades regulatórias nos estados unidos para detalhar as leis locais. “Queremos ver como funciona a regulação deles”, disse a executiva. a Petrobras criou uma equipe liderada pelo geólogo Mário carminatti, da Diretoria de exploração e Produção, para estudar o assunto, discretamente, como forma de evitar uma elevação de preços. não basta perfurar um número crescente de poços para garantir a produção de gás não convencional – é preciso usar um método científico, que combine conhecimentos diversos, para identificar áreas de maior potencial e, assim, otimizar investimentos. essa foi a orientação consensual de três representantes dos maiores players do setor,


Cmercado mais sóbrio

palestrantes em outro painel do evento, que abordou as questões tecnológicas, regulatórias, de infraestrutura e de investimento no gás não convencional na américa latina.

Modelo mais eficiente O presidente da schlumberger Brasil, José Firmo, foi o primeiro a enfatizar que é preciso que se abandone o brute force (fratura sequencial das rochas) e seja adotado um modelo mais eficiente, baseado em pesquisas prévias. “Há que se estudar onde será melhor perfurar os poços, onde os desafios geomecânicos serão menores”, disse, referindo-se principalmente às características de porosidade das rochas e heterogeneidade dos reservatórios. segundo o executivo, um dos grandes avanços da indústria americana no setor foi o desenvolvimento da tecnologia de fraturamento HiWaY, utilizada com êxito também em sete de uma sequência de 15 poços perfurados recentemente na argentina. “a troca de experiências para difusão tecnológica é um ponto chave para o desenvolvimento do setor”, defendeu. Hoje os estados unidos possuem 20% das reservas de shale gas e 80% da capacidade instalada de produção no mundo. O gás de xisto corresponde a 60% do gás produzido nos eua. a américa latina, por sua vez, reúne três dos países com maiores potenciais em reservatórios – argentina, México e Brasil. “existe o recurso e estão previstos investimentos de 3,2 bilhões de dólares no setor. Mas a eficiência operacional vai de-

pender de uma indústria ativa e colaborativa”, ressaltou Firmo. concordando com a importância dos estudos prévios, Paul Guthrie, gerente de risco econômico, global e estratégia comercial da Halliburton, chamou a atenção para os custos e a viabilidade econômica das operações no setor de gás não convencional. “Muito está sendo dito aqui na rio Oil sobre o potencial do não convencional para mudar a matriz energética. eu não quero dar um banho de água fria, mas tenho que destacar que o desenvolvimento desse setor é custoso.” Para guthrie, o investimento inicial – sobretudo quando se busca precisão na avaliação da capacidade dos reservatórios – é muito alto. “É preciso investir no estágio piloto, investir corretamente para encontrar

o máximo de valor. Mas continuar perfurando pode ser uma alternativa para não deixar cair a produção.” ele também destacou a importância de uma regulamentação que permita ao investidor mudar a direção de suas perfurações. “É preciso agilidade, para que a empresa possa decidir perfurar poços em outras regiões, se for o caso. O ritmo de perfuração é muito importante. Foi o que garantiu o sucesso das empresas americanas.” Por fim, renato Darros de Matos, diretor de e&P da imetame energia, comentou sobre a experiência de exploração da bacia de são Francisco, no Brasil, e os desafios enfrentados para identificar potencial e reduzir impactos ambientais. uma de suas recomendações foi a separação entre bacias onshore e offshore, e convencionais e não convencionais num novo marco regulatório.

Bacias terrestres também são atrativas O FUTURO DAS BACIAS terrestres brasileiras foi alvo de debate no painel ‘Fronteiras exploratórias terrestres brasileiras’. Álvaro Teixeira, secretário-executivo do IBP e Eliane Petersohn, superintendente de definição de blocos da ANP, falaram sobre os investimentos em estudos geológicos que vêm sendo feitos pela agência nos últimos anos nas bacias sedimentares terrestres, principalmente na região Norte do Brasil. Outro painel que teve a produção terrestre como destaque

foi o que discutiu a revitalização dos campos maduros onshore, atividade muito importante para a manutenção dos níveis de produção de petróleo. O superintendente de Jazidas da colombiana Ecopetrol, Jaime Orlando Castañeda, afirmou que a revitalização de campos maduros em todo o mundo pode resultar em um acréscimo de 25 milhões de barris de petróleo por dia em até 30 anos, quantidade equivalente ao volume estimado gerado por novas descobertas. Segundo ele, a empresa conseguiu alcançar um fator de recuperação de 18% nos últimos seis anos e uma produção diária de quase 800 mil barris. TN Petróleo 86

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a região, o que leva a agência a capital investir R$ milhões nessa da 400 energia área até o final do PPA. “Estamos mudando a cara das bacias sedimentares brasileiras”, afirmou. “Na Bacia do Acre, temos, do outro lado, no Peru, uma área que está totalmente concedida para exploração e produção. É provável que haja alguma coisa do nosso lado também”, concluiu. O grande interesse de empresas como Petrobras, OGX, HRT e BP nos campos terrestres já é o resultado desses investimentos feitos pela ANP, que garantiu a descentralização desses recursos para exploração para estados como o Acre que antes não vislumbravam receber esses investimentos, já que não se sabia da existência de gás natural e petróleo em suas áreas. Ao mesmo tempo em que aparecem os resultados positivos das pesquisas realizadas e a descoberta de novas reservas, uma cadeia de infraestrutura tem que ser preparada para o escoamento do petróleo e do gás natural, através de gasodutos, terminais e refinarias. Atualmente, a rede nacional de gasodutos já tem quase 9.500 km.

s o le vio s ró ia t Na r a Pe os e fin e d im t R s í a ar m M or f s ai ta in la PA m tecnologia da r Te

Vocação para o gás DIRETORA GERAL DA ANP, Magda Chambriard, diz que estudos geológicos mostram as bacias terrestres nacionais com vocação para a exploração e produção de gás natural e também para o gás não convencional, co m o o g á s d e xisto. Ela reiterou mais uma vez, que os resultados obtidos em 2012 pelos estudos efetuados pela agência, mostram o grande potencial de diversas bacias, entre as quais a do Acre, Parecis (MT), Parnaíba (MA/ PI), e São Francisco, no lado da Bahia. “Se o Brasil conseguir ter sucesso em bacias dessa dimensão para explorar gás, poderemos ter uma revolução no nosso país. Seria muito bom”, exultou. Segundo Chambriard, informações geológicas de que a agência dispõe sobre as bacias em novas fronteiras sinalizam que o Brasil tem chances de se tornar um produtor importante de gás não convencional (shale gas). Porém, o país ainda está longe de confirmar o tamanho das reservas desse tipo de gás. A ANP fez uma analogia com o “Barnett Shale” (região pioneira na produção de gás não convencional dos EUA) para fazer uma avaliação prévia.

“Se os estudos mostrarem que temos rochas com as mesmas características das encontradas naquela região, há a possibilidade de se ter produção de gás não convencional nas bacias do Parecis, Parnaíba e Recôncavo. Magda Chambriard explicou que a ANP começou a realizar estudos na bacia do Paraná, que é maior bacia do país, com 1,3 milhão de km2. “É uma bacia difícil, porque tem uma camada de basalto que dificulta o imageamento dos possíveis horizontes produtores. Há estudos, respaldados pela ANP, que indicam potencial de 226 TCF (trilhões de pés cúbicos) de gás não convencional. Tudo isso, repito, são apenas possibilidades que ainda devem ser confirmadas por mais estudos e perfuração de poços”, concluiu.

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audiência pública

11ª Rodada da ANP

instiga apetites

O público que lotou o auditório da Escola de Guerra Naval para a Audiência Pública sobre as regras da 11ª rodada de blocos para exploração, realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em fevereiro, reflete não apenas o jejum de cinco anos sem leilões, sinaliza também que o país continua no foco das principais majors do setor, assim como de companhias independentes que veem oportunidades no potencial brasileiro. por karolyna Gomes

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Foto: divulgação ANP

D

epois de amargar um período de quase cinco anos sem possibilidades de renovar ou ampliar o portfólio, limitados apenas às operações de farm in e farm out (compra e venda direta, entre empresas que detêm concessão), investidores, petroleiras e empresas de toda cadeia produtiva de óleo e gás demonstraram que o setor ganhou um novo alento na audiência pública realizada pela Anp, sobre a 11ª rodada de licitações, marcada para os dias 14 e 15 de maio. Quebrando o jejum também para áreas marítimas, que não eram licitadas desde 2007, o governo ofertará nesta próxima rodada um total de 289 blocos em terra, águas rasas e águas profundas, em 11 bacias brasileiras – barreirinhas, ceará, espírito santo, Foz do Amazonas, pará-Maranhão, parnaíba, pernambuco-paraíba, potiguar, recôncavo, sergipe-Alagoas e Tucano –, totalizando cerca de 155,8 mil km². os detalhes do novo leilão foram apresentados pela Anp para cerca de 300 pessoas, no auditório da escola de Guerra naval, na urca (rJ), no dia 19 de fevereiro, pela diretora-geral, Magda chambriard, os diretores Florival carvalho e Helder Queiroz, a superintendente de promoção de licitações,

claudia rabello, e o procurador-geral da Agência, Tiago Macedo. com a meta de desenvolver negócios descentralizando investimentos, Magda Chambriard, que completa um ano na direção da agência reguladora, deixou claro que a nova rodada abre grandes oportunidades para toda a cadeia de prestadoras de serviços e fornecedoras de produtos do setor, colaborando assim com a criação de emprego e renda para as regiões participantes. “essa rodada tem a clara intenção de descentralizar investimentos em exploração, gerando emprego e

renda no norte e nordeste do brasil e contribuindo para a redução das desigualdades regionais”, afirmou a diretora-geral.

regiões promissoras Do total de blocos ofertados, 150 estão localizados no mar, na margem equatorial brasileira, região que, de acordo com a Anp, abre oportunidades de grandes apostas para o mercado, principalmente após a descoberta, ainda não comercial, realizada pela petrobras em águas profundas da bacia do ceará (bM-ce-2). Destes 150 blocos, a maioria (97) está na bacia de Foz do Amazonas. De acordo com dados sísmicos obtidos pelas campanhas exploratórias da Anp, a região tem as mesmas características geológicas da margem


equatorial africana, onde recentemente foram feitas descobertas como o campo de Jubilee, na costa de Gana, com alto potencial de petróleo leve e reserva estimada entre 500 e 600 milhões de barris de petróleo. “existem outras áreas interessantes, como por exemplo, a que acrescentamos na Foz do Amazonas, na direção do delta para a fronteira com a Guiana. são áreas onde a Anp mapeia oportunidades exploratórias muito interessantes, com potencial para um óleo de 37º até 44º Api. isso é similar a um [óleo] árabe leve, ou seja, o óleo mais caro do planeta”, destacou chambriard, acrescentando que não deve existir na região um reservatório do porte de lula (bloco na bacia de santos, estimado em mais de cinco bilhões de barris),

mas espera-se que existam “alguns como Jubilee”.

onshore os blocos terrestres também geram boas expectativas, já que atualmente são responsáveis por algo em torno de 8,9% da produção nacional de petróleo e 23,7% da de gás natural. A diretora-geral da Anp já havia destacado o potencial ainda inexplorado de óleo e gás nas bacias terrestres brasileiras. nesta rodada, a ‘menina dos olhos’ é a bacia do par naíba, onde serão ofertados 20 blocos, perfazendo uma área de cerca de 59.860 km², com bônus mínimo previsto de r$ 5 milhões. A operadora oGX Maranhão, sociedade formada entre a oGX e a MpX, ambas do gr upo ebX, de eike

batista, é a primeira a produzir nesta bacia. com participação majoritária na concessão de oito blocos exploratórios, já perfurou mais de 20 poços, e iniciou a produção no campo de Gavião real (município de santo Antônio do lopes), além de prosseguir com o plano de Desenvolvimento (pD) de Gavião Azul (capinzal do norte) e Gavião branco (lima campos). e a concessionária tem planos de continuar a campanha exploratória em quase uma dezena de municípios maranhenses. o gás natural produzido pela petroleira brasileira já alimenta a uTe parnaíba, que atualmente gera 338 MW de energia para o país. empreendimento da MpX em parceria com a petra energia (com 70% e 30% respectivamente), a usina alcançará TN Petróleo 88

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audiência pública

esPeCIFICAções dos BloCos ReGIão de NoVA FRoNTeIRA NA MARGeM eQUAToRIAl Foz do Amazonas: 97 blocos - 15 em águas profundas (com área entre 760 e 3.069 km²) / 8 em águas rasas (com área de 191 km²) Bônus mínimo por bloco varia de R$ 760 mil a R$ 13,5 milhões

Ceará: 11 blocos (com área de 768 km²) Bônus mínimo por bloco varia de R$ 4.5 milhões a R$ 8,3 milhões

BACIAs CoNsIdeRAdAs MAdURAs Potiguar: 20 blocos terrestres (área de 31 Km²) Bônus R$ 81 mil e R$ 245 mil

Potiguar: 10 blocos em águas profundas (767 km²) Bônus mínimo por bloco de R$ 1,8 milhão a R$ 4,5 milhões sergipe-Alagoas: 25 blocos (31 Km²) Bônus de R$ 25 mil e R$ 51 mil

Pará-Maranhão: 6 blocos em águas profundas (com área de 769 km²) Bônus mínimo varia de R$ 4,8 milhões a R$ 5,7 milhões

TeRResTRes Parnaíba (Nova Fronteira): 20 blocos (área de 3.069 Km²) Bônus R$ 1 milhão a R$ 1,7 milhão

Recôncavo: 16 blocos (31 Km²) R$ 69 mil e R$ 130 mil

Barreirinhas: 26 blocos - 14 em águas profundas (com área de 769 km²) / 12 em águas rasas (área de 192 km²) Bônus mínimo por bloco varia de R$ 588 mil e R$ 7,09 milhões

Tucano NF: 36 blocos (área de 188 Km²) Bônus R$ 44 mil e R$ 240 mil

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espírito santo: 6 blocos terrestres (30 Km²) R$ 163 mil e R$ 201 mil


11ª Rodada da ANP instiga apetites a marca de 1.400 MW até o fim do ano, contribuindo para a segurança energética do país. com o início da operação da oGX e da MpX na bacia do parnaíba, o complexo Termelétrico parnaíba torna-se o primeiro projeto de um grupo empresarial privado que integra produção de gás à geração de energia no brasil. A oGX calcula que a bacia possua reservatórios de 15 trilhões de pés cúbicos de gás, o que a consagra como uma nova fronteira exploratória, com potencial de produção equivalente à metade do volume de gás que o brasil importa hoje da bolívia. seguindo esse rastro de sucesso, a petrobras já apresenta planos concretos para o bloco bT-pn-3, nesta mesma bacia, arrematado na 9ª rodada de licitações da Anp. operadora com 40% de participação – dividida com bp (40%) e Vale (20%) – a estatal está providenciando um estudo ambiental para perfurar seu primei-

MARGeM ATlÂNTICA Pernambuco-Paraíba (Nova Fronteira): 10 blocos em águas profundas (área entre 764 km² e 761 km²) Bônus R$ 128 mil a R$ 2,1 milhões

espírito santo (Nova Fronteira): 6 blocos em águas profundas (721 km²) Bônus R$ 4,6 milhões e R$ 8 milhões

ro poço no bloco, que abrange os municípios de Governador eugênio barros, senador Alexandre costa, Gonçalves Dias, presidente Dutra, Governador Archer, Dom pedro, Governador luiz rocha e Graça Aranha.

para dar andamento à campanha exploratória, iniciada em 2010, quando a estatal contratou a Georadar para executar sísmicas 2D que definiriam locações de futuras perfurações, serão investidos us$ 20

Nesta edição.

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audiência pública milhões. o objetivo é perfurar um poço vertical com profundidade em torno de 2.500 metros. A segunda fase do programa exploratório da petrobras termina em 11 de março de 2014.

saindo da inércia “consideramos positiva a retomada das licitações com a 11ª rodada, principalmente para os fornecedores. para esses, é reconhecida a necessidade de incorporação e fortalecimento de um conjunto diversificado de empresas de petróleo em atividade no país e de oferta permanente de novos blocos para exploração. Acreditamos no sucesso da rodada pela diversidade e atratividade das áreas oferecidas”, declarou em nota a organização nacional da indústria do petróleo (onip). para o advogado Luiz Quintans, sócio do escritório G. ivo Advogados, as áreas podem oferecer boas oportunidades de negócios. “uma rodada nova, especialmente esta que interessa a operadores grandes, médios e pequenos, movimentará toda a cadeia para-petrolífera, desde o fabricante de pregos e tintas, até os de sondas, passando por prestadores de serviços, mídia e associações. Tudo se move e a economia aquece gerando oportunidades locais reais”, diz. Mas a inserção neste leilão de blocos que estavam na 8ª rodada, nas bacias de barreirinhas, espírito santo, pará-Maranhão, sergipe-Alagoas e Tucano sul, pode apresentar entraves jurídicos. “A única preocupação jurídica é em relação às áreas da 8ª rodada que estão sendo outra vez licitadas e que, eventualmente, podem sofrer alguma ação contrária, em especial nos dias que antecederem o leilão”, afirma Quintans.

Conteúdo local A superintendente de promoção de licitações da Anp, Claudia Rabelo, explicou durante a Audiência públi32

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ca que o governo decidiu manter as regras de conteúdo local do último leilão. De acordo com o pré-edital da 11ª rodada, esse índice varia de 37% a 85%, dependendo da atividade (exploração ou desenvolvimento) e da área (águas rasas, ultraprofundas ou áreas terrestres).“estamos reafirmando a política de conteúdo local, e também a de pesquisa e desenvolvimento, já que se torna obrigatório o investimento de 1% em p&D por parte das empresas”, afirmou a superintendente. para a advogada Sonia Agel, sócia fundadora do escritório l.o. baptista, schmidt,Valois, Miranda, Ferreira, Agel, “as regras da 11ª rodada, embora basicamente iguais às da 10ª, mostram um aperfeiçoamento resultante da dinâmica do mercado ao longo dos anos”.

Bônus o valor mínimo dos bônus de assinatura (pagamento que a empresa faz quando assina o contrato de exploração, para ter direito de explorar determinado campo) dos contratos de concessão dos blocos previstos soma r$ 627 milhões. De acordo com uma estimativa da Anp, esse valor pode chegar a r$ 3,7 bilhões, o que representa um ágio de 500%. o programa exploratório mínimo dos 289 blocos soma cerca de r$ 3 bilhões, valor este que as empresas devem investir na exploração dos blocos. o bônus de assinatura e o programa exploratório mínimo são dois critérios de apuração das ofertas feitas pelas empresas no leilão. cada um tem peso de 40% nas propostas. os 20% restantes são relativos à proposta de conteúdo local.

Próximas rodadas A Anp deve realizar, ainda em 2013, uma rodada de licitação para

gás em terra, provavelmente nos dias 30 e 31 de outubro, segundo o ministro de Minas e energia, edson lobão. nesta rodada, acontecerá o primeiro leilão para exploração de gás e óleo não convencional (xisto) no brasil. Mesmo longe de confirmar o tamanho das reservas para este tipo de gás, a agência reguladora reúne informações geológicas que sinalizam que o país pode vir a se tornar um importante produtor de gás de xisto. A expectativa da Anp é ofertar blocos em até quatro potenciais bacias sedimentares, localizadas em Maranhão e piauí (parnaíba), na bahia (recôncavo), no paraná e em Mato Grosso do sul (paraná) e em Minas Gerais e na bahia (são Francisco).

Pré-sal com 15 poços distribuídos em oito campos (Jubarte, lula, caratinga, barracuda, Marlim, Voador e baleia Azul) que já produzem 242,7 Mbbl/d de petróleo e 7,9 MMm3/d de gás natural, totalizando 292,5 Mboed/d (dados de dezembro da Anp), o pré-sal possui, sem dúvidas, as áreas mais esperadas para os próximos leilões. A primeira licitação de áreas para exploração de petróleo abaixo da camada de sal está prevista para acontecer em novembro, já sob o regime de partilha (onde vence a licitação a empresa que ofertar a maior parcela de óleo para a união, sendo garantido por lei que a petrobras participe da operação em todos os blocos) da produção. Ainda não há informações precisas sobre as áreas ou quantidade de campos que serão oferecidos ao mercado. “os leilões são muito bem-vindos. De nada adianta políticas industriais e de conteúdo local se os fornecedores deste mercado não se sentirem confortáveis para investir e criar novas plantas industriais no brasil. Temos muito a explorar no país. não podemos ser o país do ‘de vez em quando’ ou ‘quando for politicamente conveniente’. Temos que ser o país do progresso sempre, desde que sustentável e com responsabilidade”, conclui Quintans.


Nosso site: últimas notícias Autorizada a realização da 11ª Rodada, 10/01/2013 | 16h06 A presidente Dilma Rousseff reuniu-se na manhã desta quinta-feira (10) com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão para discutir a exploração de gás e petróleo no país. Na audiência, a presidente assinou as disposições legais para a autorização da 11ª Rodada de licitações de blocos exploratórios de petróleo e autorizou o cancelamento da 8ª Rodada, suspensa desde 2009. Em coletiva, Lobão destacou que o país passará a explorar o gás de xisto e que uma licitação especial deverá ser feita até dezembro deste ano. Sobre possível crise no setor elétrico, o ministro disse que o assunto não foi discutido e garantiu: “Estamos produzindo energia elétrica na medida da necessidade brasileira”. Segundo Lobão, a data divulgada no final de setembro do ano passado para a realização da 11ª Rodada de licitações, maio de 2013, será mantida. Houve, no entanto, a redução da quantidade de blocos, que passou de 174 para 172, devido a questões ambientais. Os blocos estão divididos entre terra e mar. Em novembro, serão realizados novos leilões, incluindo pela primeira vez a região do pré-sal. A questão dos royalties não deve ser impedimento para os leilões, segundo o ministro. “A discussão no Congresso não terá influência. A lei foi aprovada, a presidenta vetou partes e agora está em vigência”, disse Lobão. A exploração do gás de xisto, de acordo com o ministro, deverá receber destaque em 2013. A intenção será descentralizar a área de exploração. As bacias que participarão das licitações serão as do Parnaíba, nos estados do Maranhão, do Piauí e Tocantins; do São Francisco, em Minas Gerais e na Bahia; do Recôncavo, também na Bahia; e do Paraná, que compreende faixa que vai do Rio Grande do Sul a Mato Grosso. O gás de xisto, conhecido como shale gas nos Estados Unidos, poderá tornar o país mais competitivo. O gás, de petróleo ou de xisto, é a principal matéria-prima para a fabricação de componentes básicos da indústria petroquímica. Segundo a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, também presente à coletiva, recursos do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) desde 2007 favorecem a exploração do solo brasileiro. “Precisamos nos apoderar do subsolo do nosso país”, disse.

ANP aguarda publicação do CNPE sobre número de blocos, 11/01/2013 | 09h34 A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) vai aguardar a publicação da resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), com a definição do número de blocos e as áreas que entraram no leilão para se pronunciar oficialmente sobre a 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios para a exploração e produção de petróleo e gás natural nas bacias sedimentares do país. No seu site, a agência reguladora confirma a decisão tomada pela presidente Dilma Rousseff que, inclusive, assinou na quinta-feira (10) a autorização para que a ANP faça o leilão. A presidente também autorizou o cancelamento da oitava rodada, ocorrida em 2006, e suspensa pela Justiça. Segundo a ANP, a assinatura ocorreu durante reunião da presidenta com o ministro de Minas e Energia, Edson Lobão, com a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Magda Chambriard, e com o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Martins Almeida. Prevista para ser ocorrer em maio próximo, a 11ª Rodada de Licitações estará, a princípio, ofertando 172 blocos em terra e mar, divididos em 17 setores, em nove bacias sedimentares do pais. Elas deverão começar a ser apresentadas às petroleiras a partir de janeiro do próximo ano e incluem, ainda, como destaque, blocos no Recôncavo Baiano. Em entrevista recente, o diretor da ANP, Helder Queiroz, informou que a agência reguladora estará ofertando áreas com bastante atratividade para as empresas, o que deverá tornar o leilão bastante competitivo. “Primeiro porque está parada há já algum tempo [a realização de leilões], depois tem áreas que serão ofertadas e que são consideradas bastante atrativas. A margem equatorial, por exemplo, será muito atrativa porque você tem descobertas interessantes feitas recentemente pela Petrobras na Bacia do Ceará, e que tem uma analogia com a da África, sobretudo mais ao Norte - onde houve descobertas nas Guianas com estruturas geológicas muito similares”, disse.


ANP ofertará 172 blocos de 17 setores, 11/01/2013 | 11h51 A 11ª rodada de licitação de petróleo e gás vai ofertar 121,2 mil quilômetros quadrados de área distribuídos em 172 blocos de 17 setores. É o que especifica a resolução nº 3 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Publicada na edição desta sexta-feira (11) do Diário Oficial da União, a medida foi anunciada na quinta-feira (10) pelo governo. Segundo a resolução do CNPE, “serão ofertadas, exclusivamente, áreas nas bacias maduras terrestres de Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo, nas bacias de novas fronteiras marítimas da Foz do Amazonas, Ceará, Pará-Maranhão, Barreirinhas e Potiguar e na bacia de nova fronteira terrestre do Parnaíba. A 11ª rodada está prevista para maio, a ser organizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), segundo informou o ministro das Minas e Energia, Edison Lobão. Lobão também anunciou o cancelamento da 8ª rodada de blocos exploratórios, que chegou a ser realizada em 2006. O cancelamento também está no Diário Oficial, na resolução nº 2 do CNPE. A duas resoluções foram aprovadas pela presidente Dilma Rousseff, conforme despachos publicados.

Governo divulga áreas para novo leilão de gás e petróleo, 15/01/2013 | 10h07 - Folha de São Paulo O governo oficializou sua intenção de realizar a 11ª rodada de licitação para a concessão de áreas de petróleo e gás natural publicando no “Diário Oficial” de sexta (11) os 172 blocos que irão a leilão, previsto para maio. A publicação era necessária para que a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) pudesse contar o prazo de 120 dias para organizar o leilão. Depois de um jejum de cinco anos - o leilão mais recente aconteceu em 2008 -, a indústria já analisa as áreas que serão vendidas. Uma delas é a empresa Barra Energia, fundada por ex-funcionários da Petrobras e da Repsol. Como surgiu após o último leilão, comprou participações em blocos de outras empresas. Tem participação de 20% em área da Shell no pré-sal de Santos e é sócia da OGX com 30% em outro bloco na bacia. “É um excelente começo. Vamos participar, com certeza”, afirmou o presidente da Barra Energia, Renato Bertani. O interesse de Bertani concentra-se nas áreas localizadas em bacias da margem equatorial (Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Ceará e Barreirinhas, na divisa entre Maranhão e Piauí), que estão próximas de uma descoberta na Guiana Francesa. “Vamos olhar essa área com mais atenção, porque é pouquíssimo explorada no Brasil, principalmente em áreas profundas”, disse o executivo, que já costura parcerias para o leilão. A Petrobras também deve buscar mais parcerias, por causa do caixa baixo da companhia, avaliou o ex-diretor de Exploração e Produção da estatal Wagner Freire. Ele considerou as áreas ofertadas com grande potencial, mas não espera que haja grande interesse. “O governo manteve o mesmo esquema de conteúdo local da décima rodada e isso não está agradando muito à indústria. Vai ter interesse, as áreas têm potencial, mas não vai ser isso tudo que estão pintando, não”, avaliou.

Governo aumenta número de blocos para licitação, 23/01/2013 | 18h00 - Agência Brasil A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deverá leiloar 289 blocos de exploração de petróleo na 11ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios de Petróleo, que está marcada para os dias 14 e 15 de maio. Anteriormente, o governo tinha anunciado a licitação de 172 blocos, mas, a pedido da presidente Dilma Rousseff, o número de blocos ofertados foi ampliado. O total da área que será disponibilizada para exploração na 11ª rodada será de 155.713 quilômetros quadrados (km²), todos fora da área do pré-sal. A expectativa do governo é arrecadar entre R$ 1 bilhão e R$ 10 bilhões pelos bônus de assinatura durante a licitação. O anúncio foi feito pelo secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Almeida, após reunião na manhã desta quarta-feira (23) com a presidente Dilma Rousseff, o ministro Edison Lobão e a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard. Segundo Almeida, o objetivo do governo é aumentar o volume de áreas a serem ofertadas, com foco no aproveitamento de blocos da 8ª rodada, que foi cancelada. As áreas ainda devem ser aprovadas pelo Conselho


Nacional de Política Energética (CNPE) até o dia 10 de fevereiro. Entre os blocos a serem licitados na 11ª rodada estão 36 em terra, na Bacia de Tucano Sul, na Bahia, que soma 6,4 mil km². Outros seis blocos em águas profundas serão oferecidas na Bacia do Espírito Santo, em uma área de 4,3 mil km². Dez blocos serão licitados na Bacia Pernambuco Paraíba, todos em águas profundas, somando 6,2 mil km². Na Foz do Amazonas, próximo à fronteira com a Guiana, serão licitados 65 blocos em águas rasas e profundas. Almeida anunciou também que a primeira rodada de exploração de petróleo na área do pré-sal, sob o novo regime de partilha, deverá ser realizada nos dias 28 e 29 de novembro, mas os blocos ainda não estão definidos pelo governo. “Algumas áreas estão sendo estudadas, mas ainda não estão definidos quais são as áreas e quantas serão”, disse o secretário. Outra licitação que será realizada pelo governo será a de gás e óleo não convencional, nos dias 11 e 12 de janeiro.

ANP divulga pré-edital do próximo leilão, 24/01/2013 | 14h25 A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou nesta quinta-feira (24) em sua página da internet o pré-edital e a minuta do contrato de concessão da 11ª Rodada de Licitações. A minuta do contrato faz parte do pré-edital, que ficará em consulta pública pelo prazo de dez dias contatos a partir de sexta-feira (25), dia seguinte à data de publicação no Diário Oficial da União. A Audiência Pública da rodada será no dia 19 de fevereiro, no auditório da Escola Superior de Guerra, no Rio de Janeiro, a partir das 9h. O pré-edital apresenta as áreas em oferta, as regras e procedimentos para participação e o cronograma preliminar. O objetivo da consulta e da audiência pública é obter subsídios e informações adicionais sobre o pré-edital e a minuta do contrato de concessão, que estão sujeitos a eventuais correções e aperfeiçoamentos durante o processo. Governo aumenta número de blocos para licitação – Na quarta-feira (23), o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Almeida, anunciou que a ANP aumentou o número de blocos a serem leiloados na 11ª rodada. A presidente Dilma Rousseff pediu que fossem disponibilizados mais blocos, passando de 172 para 289 blocos de exploração, somando 155.713 quilômetros quadrados (km²), todos fora da área do pré-sal. A expectativa do governo é arrecadar entre R$ 1 bilhão e R$ 10 bilhões pelos bônus de assinatura durante a licitação. Entre os blocos a serem licitados na 11ª rodada estão 36 em terra, na Bacia de Tucano Sul, na Bahia, que soma 6,4 mil km². Outros seis blocos em águas profundas serão oferecidas na Bacia do Espírito Santo, em uma área de 4,3 mil km². Dez blocos serão licitados na Bacia Pernambuco Paraíba, todos em águas profundas, somando 6,2 mil km². Na Foz do Amazonas, próximo à fronteira com a Guiana, serão licitados 65 blocos em águas rasas e profundas. Almeida anunciou também que a primeira rodada de exploração de petróleo na área do pré-sal, sob o novo regime de partilha, deverá ser realizada nos dias 28 e 29 de novembro, mas os blocos ainda não estão definidos pelo governo. “Algumas áreas estão sendo estudadas, mas ainda não estão definidos quais são as áreas e quantas serão”, disse o secretário. Outra licitação que será realizada pelo governo será a de gás e óleo não convencional, nos dias 11 e 12 de janeiro.

ANP divulga edital e modelo de contrato do próximo leilão, 12/03/2013 | 11h48 A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) disponibilizou no endereço online www.brasil-rounds.gov.br o edital e o modelo de contrato da 11ª Rodada de Licitações - em formato “word” e “pdf” -, prevista para os dias 14 e 15 de maio de 2013, no Rio de Janeiro. Também é possível obter cópias dos documentos no escritório da ANP mediante o pagamento de uma taxa de R$ 18,80 para o edital e de R$ 6,30 para o modelo do contrato. Além dos 172 blocos já previstos no pré-edital, foram incluídos mais 117, dos quais 65 na Bacia Foz do Amazonas, 36 na Bacia de Tucano, 10 na Bacia de Pernambuco-Paraíba e 6 na parte marítima da Bacia do Espírito Santo. Ao todo, serão ofertados 289 blocos em 23 setores, cobrindo 155,8 mil km², distribuídos em 11 bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano. Destes, 166 estão localizados no mar, sendo 81 em águas profundas, 85 em águas rasas e 123 em terra.


Os objetivos da 11ª Rodada são diversificar geograficamente a produção de petróleo e gás, promover o conhecimento das bacias sedimentares, desenvolver a indústria nacional enfocando empresas de pequeno e médio porte e fixando companhias estrangeiras no país, dando, assim, continuidade à demanda por bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição de renda. A oferta de áreas em diversos estados brasileiros almeja descentralizar a produção de petróleo e gás no país, contribuindo para a redução das desigualdades regionais e incentivando o crescimento da indústria petrolífera em regiões em que este segmento é inexistente ou incipiente. A ANP promove, no dia 18/03, seminário técnico-ambiental e no dia 19/03 seminário jurídico-fiscal, no Rio de Janeiro, para esclarecer aspectos próprios da 11ª Rodada.


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Doc TN Petroleo - Saiba Mais 11a Rodada ANP  

Informações sobre as Rodadas de Licitações da ANP

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