Desafios regulatórios e legais

PAINEL 2: DESAFIOS REGULATÓRIOS E LEGAIS
As contribuições e o papel da ANP
José Gutman
Diretor
Fórum Onshore - Rio Oil & Gas Expo and Conference 2016
Rio de Janeiro, 26 de Outubro de 2016

29 bacias sedimentares
(~ 6,4 milhões de km²)
Elevado Potencial
Novas Fronteiras Exploratórias
 Maduras
329 blocos exploratórios
Onshore:
 209 blocos
 33 Operadores
403 campos em desenvolvimento
ou produção
Onshore:
 286 campos
 23 Operadores
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO (E&P)
P o l í g o n o
P r é - s a l
B a c i a s I n t e r i o r e s
B a c i a s I n t e r i o r e s

1999 - 2008 2013 2014 2015
10 Rodadas
(Anual)
Pré-sal – novo marco regulatório
2017
03 Rodadas anunciadas no PPI
(Programa de Parcerias de Investimentos)
 4ª ACUMULAÇÕES MARGINAIS
1º SEM 2017
14ª BLOCOS EXPLORATÓRIOS
2º SEM 2017
Áreas Onshore em estudo:
Potiguar, Parnaíba, Sergipe-
Alagoas, Recôncavo, Espírito
Santo e Paraná (Res. CNPE 06/2016)
Áreas Unitizáveis do Pré Sal
RODADAS DE LICITAÇÃO

Reservas Provadas (Dez, 2015)
Óleo – 13 bilhões de bbl
Onshore: 673 milhões bbl
(5%)
Gás Natural – 429 bilhões m3
Onshore: 71 bilhões m3
(17%)
Produção (Agosto, 2016)
Óleo e LGN – 2,6 milhões bbl/dia
Onshore: 146 mil bbl/dia
(6%)
Gás Natural – 109 milhões m3/dia
Onshore: 25 milhões m3/dia
(23%)
RESERVAS
Gas Natural Óleo
Reservas Provadas (Bilhão boe)
Fonte: ANP

* Barris de óleo equivalente
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BOE*/dia
Petróleo Gás Natural
Média 2016 (Jan – Ago)
Petróleo 153.148 bbl/d
Gás Natural 23.457 Mm³/d
PRODUÇÃO ONSHORE

Nº Operador Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d)
Produção Total
(boe/d)
Nº de campos
em produção
1 Petrobras 141.470 18.091 255.263 176
2 Parnaíba Gás Natural 42 6.731 42.383 3
3 SHB (Sonangol) 1.727 9 1.783 2
4 Gran Tierra 952 20 1.077 1
5 Petrosynergy 486 19 604 10
6 Partex Brasil 411 1 415 2
7 Nova Petróleo Rec 337 2 350 3
8 Petrogal Brasil 169 2 180 1
9 Recôncavo E&P 116 1 124 3
10 UTC EP 20 10 81 2
11 Santana 35 0,5 38 1
12 IPI 29 1 35 1
13 Alvopetro 32 0,4 34 2
14 Vipetro 19 0,04 19 1
15 Panergy 0 3 17 1
16 EPG Brasil 12 0,3 14 2
17 Egesa 5 0,01 5 1
18 Central Resources 4 0,004 4 1
19 Leros 2 0,003 2 1
20 Severo Villares 2 0,01 2 1
21 Guto & Cacal 1 0,005 1 1
Total 145.872 24.890 302.431 216
% BRASIL 6% 23% 9% 72%
PRODUÇÃO ONSHORE
Ago/2016

17.706
15.843
8.834
1.077 1.051 731 403 303 294 180 108 64 61 60 59 42 41 38 38 35
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
Embarrisdeóleoequivalentepordia
(boe/d)
PRODUÇÃO ONSHORE
20 campos terrestres não-Petrobras (boe)

4ª RODADA DE LICITAÇÕES DE CAMPOS
MARGINAIS
10 áreas:
Espírito Santo: Garça Branca,
Rio Doce, Rio Mariricu
Recôncavo: Araçás Leste,
Itaparica, Jacumirim e Vale do
Quiricó
Potiguar: Iraúna, Noroeste do
Morro Rosado e Urutau
Oportunidades para pequenas e
médias empresas
Foca o desenvolvimento regional

Cronograma Indicativo (http://www.brazil-rounds.gov.br) Data
Publicação do pré-edital e da minuta do contrato de concessão 29/09/2016
Início do prazo para preenchimento do formulário de inscrição, entrega dos documentos de
inscrição e pagamento da taxa de participação
30/09/2016
Disponibilização do pacote de dados técnicos¹ 30/09/2016
Prazo final para contribuições ao pré-edital e à minuta do contrato de concessão e
término da consulta pública
14/11/2016
Audiência pública (cidade do Rio de Janeiro) 21/11/2016
Seminário técnico-ambiental 22/11/2016
Publicação do edital e do modelo do contrato de concessão 15/12/2016
Seminário jurídico-fiscal 15/12/2016
Fim do prazo para preenchimento do formulário de inscrição, entrega dos documentos de
inscrição e pagamento da taxa de participação
30/12/2016
Data-limite para apresentação das garantias de oferta 22/02/2017
Sessão pública de apresentação das ofertas 24/03/2017
Prazo para entrega dos documentos de qualificação (licitante vencedora) 25/03 a 03/04/2017
Adjudicação do objeto e homologação da licitação Até 01/06/2017
Prazo para entrega dos seguintes documentos: (1) de assinatura dos contratos de concessão; e
(2) de qualificação da afiliada indicada para assinar o contrato, se for o caso.
02/06 a 12/06/2017
Prazo para pagamento do bônus de assinatura e envio do comprovante 02/06 a 05/07/2017
Assinatura dos contratos de concessão Até 31/07/2017
MARGINAIS

MARGINAIS
II) PROGRAMA DE TRABALHO INICIAL (PTI)
Bacia
Área com
acumulação
marginal
PTI (Nº de atividades)¹ PTI (R$)
Espírito Santo
Garça Branca AT1 (1) 700.000,00
Rio Mariricu AT1 (3) 2.100.000,00
Rio Doce AT1 (1) 700.000,00
Recôncavo
Araçás Leste AT1 (1) ou AT6 (1) 700.000,00
Jacumirim AT1 (1) 700.000,00
Vale do Quiricó AT1 (1) 700.000,00
Itaparica AT1 (6) 4.200.000,00
Potiguar
Noroeste do Morro
Rosado
AT1 (1) 700.000,00
Urutau AT1 (1) 700.000,00
Iraúna AT1 (1) ou AT6 (1) 700.000,00
1
AT1 - Reentrada em poço visando à reabilitação da produção; AT6 – Intervenção
III) BÔNUS DE ASSINATURA MÍNIMO
Bacia
Área com acumulação
marginal
Bônus Mínimo (R$)
Espírito Santo
Garça Branca R$ 23.354,00
Rio Mariricu R$ 70.061,00
Rio Doce R$ 15.569,00
Recôncanvo
Araçás Leste R$ 31.138,00
Jacumirim R$ 23.354,00
Vale do Quiricó R$ 23.354,00
Itaparica R$ 70.061,00
Potiguar
Noroeste do Morro
Rosado
R$ 70.061,00
Urutau R$ 70.061,00
Iraúna R$ 70.061,00
I)TAXA DE PARTICIPAÇÃO: variação de R$ 3.300,00 a R$ 6.600,00

ESTOCAGEM SUBTERRÂNEA DE GÁS NATURAL
POTENCIAL GEOLÓGICO BRASILEIRO
Imagem
Image

 Lei do Gás (Lei 11.909/2009) prevê atividades ESGN mediante:
 Autorização
 Concessão (precedida de licitação)
 Seminário realizado em 11/09/2015
 Autorização regulamentada pela Res. ANP nº 17/2015
 Único caso: Campo de Santana, Catu-BA, com previsão de iniciar em 3T18 a capacidade
de entrega ao mercado de até 2,7 MMm3/dia (RD nº 863/2015).
 Regime de Concessão: 2 frentes atuais na ANP
 Modelagem do processo licitatório
 Prospecção das áreas (Consulta de Interesse até 14/12/2016)
REGULAÇÃO ESGN

 09 áreas, em 04 bacias sedimentes maduras terrestres
 Alagoas: Cidade de Sebastião Ferreira e
Lagoa Pacas
 Espírito Santo: Mosquito e Lagoa Parda Sul
 Potiguar: Acauã Leste
 Recôncavo: Camaçari, Lagoa Verde, Miranga
Leste e Pojuca Norte
CONSULTA DE INTERESSE

 98 campos terrestres
Produção Conjunta ~ 35.000 bpd
Agrupados em 10 Complexos:
•CE – Polo Fazenda Belém (2 concessões)
• RN – Polo Riacho da Forquilha (34 concessões) e
Polo Macau (4 concessões)
• SE – Polo Siririzinho/Riachuelo (12 concessões)
• BA– Polo Buracica (7 concessões) e Polo Miranga (9
concessões)
• ES – Polo São Mateus (14 concessões); Polo
Fazenda São Jorge/Cancã/Fazenda Cedro (9
concessões); Polo Lagoa Parda (3 concessões) e Polo
Gás (4 concessões); além de 6 concessões
exploratórias.
DESINVESTIMENTO DA PETROBRAS
Fonte: Fato Relevante Petrobras (04/03/2016)

GARANTIAS DE DESATIVAÇÃO E ABANDONO
Definições
Cláusula Contratual (R12 – R13)
 18.8 O Concessionário apresentará uma garantia de
desativação e abandono, através de seguro-garantia, carta de
crédito, fundo de provisionamento ou outras formas de
garantias aceitas pela ANP, em conformidade com o Plano de
Desenvolvimento aprovado e com a Legislação Aplicável
Valor da Garantia
É o valor de desativação das facilidades já existentes e/ou
previstas no quinquênio, incluindo a recuperação ambiental
Cessão de Direitos e Obrigações
Responsabilidade subsidiária
OGA-UK, BOEM-US, NPD-Noruega

 DESBUROCRATIZAÇÃO: FOCO NO GRANDE X SIMPLIFICAÇÃO DO
PEQUENO
 Resolução ANP Nº 17, de 18.3.2015
 Um PD simplificado para Campos de Pequena Produção;
 Um PD detalhado para Campos de Grande Produção,
incluindo suas revisões
Campos com produção
acima de 5.000 boe/d
respondem por 93,1% da
Produção
17%
APRIMORAMENTOS

Primeiros casos
Estado Ambiente Campo Status
Rio de
Janeiro
Água
profunda
Marlim
Aprovado
(RD nº
1001/2015)
Rio Grande
do Norte
Água rasa Ubarana
Aprovado
(RD nº 475/2016)
Marlim
Ubarana
Prorrogação contratual

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