Florival Rodrigues de Carvalho

Director ANP – Brasil

XVII Reunión Anual de la Asociación de Reguladores Ibero-Americanos de Energía 23 al 26 de Abril de 2013

Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

Desarrollos en el Pre-Sal

Brasileño

Evolución Institucional del Sector de

Petróleo y Gas Natural en Brasil

Auto-Suficiencia

Descubierta del Pre-Sal

2001 1998 1999 1995 2003 2000 2002 1997 2004 2005 2006

Emenda Constitucional Nº 9/95

Ley nº 9.478/97 – Creación de la ANP & CNPE

(Consejo Nacional de Política Energética)

ANP

Contractos de Concesión

firmados con Petrobras

(Ronda Zero)

2007

Directiva CNPE nº 8/03

2008 2009

Cesión Onerosa

Grupo IM

Pre-Sal

2010

Nuevas Leyes para el Pre-Sal

Pequeños requerimientos de

Contenido Local

Aumento de los requerimientos de

contenido local

Nueva Ley del Gas

2011 2012

Desarrollo de las Actividades de

Petróleo y Gas

Natural

Aumento del

Contenido

Local

Mejores Prácticas

Salud, Securidad

y Medioambiente Auto-

Suficiencia Impulsión del

desarrollo

Reducir las

diferencias sociales

Política Energética Obyectivos y Retos

Mejoría de la vida

humana y Protección

del Medioambiente

Impulsión

para la

lndustria

Investigación y Desarrollo es um importante factor de liderazgo

En la próxima década, la demanda por bienes y

servicios llegará a U$ 400 mil millones

6 7

9

13

18

22 24

26

0

5

10

15

20

25

30

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Valor Médio

(2012-2016)

Inversiones de Petrobras en E&P en Brasil Valores medios en el período de 5 años en el

Plan de Negocios (US$ Mil Millones)*

*Based on information from the Petrobras Business Plan

Shell

OGX

Queiroz Galvão

BP

Statoil

Chevron

BG

Petrogal

Otros

Oportunidades para los Proveedores en el

Sector de Petróleo y Gas Natural

Source: BNDES. Study: Visão do Desenvolvimento nº 100 – April, 2012

7

11

14

21

25

25

26

56

58

354

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Aerospace

Industrial Health

Textile

Steel

Electronics

Chemical

Paper and Cellulose

Automotive

Mining

Oil and Gas

R$ mil millones

Petróleo y Gas Natural: un 63%

Inversiones 2012-2015

Por que invertir en Brasil?

Producción

Petroleo y LGN – 754 millones bbl

Gas Natural – 24,1 milliones m3

Balance de Importaciones y

Exportaciones

Petróleo – 86,6 milliones bbl

Gas Natural – 13,1 mil milliones m3

Reservas Provadas(*)

Petróleo – ~15,3 mil millones bbl

Gas Natural – ~460 mil millones m3

Escenario Actual (2012)

(*) sin las descobiertas del pre-sal

Producción y Demanda proyectada

por Petróleo

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

Demanda Estimada 4,3% Demanda Estimada 5,1%

Pro

du

cc

ión

de

pe

tró

leo

(b

bl/

d)

Demanda Proyectada (PIB 5.1%) Demanda Proyectada (PIB 4.3%)

El Área del Pre-Sal

• Petrobras informó al CNPE en el 08/11/2007 que “testes de producción”... por ella realizados, “apuntan... la existencia...de grandes volúmenes de O&G”, de “alto valor comercial”, que, “se confirmados” serán de las “más grandes del mundo”, en una “área denominada Pre-Sal” (Resolución n. 6 CNPE)

• El CNPE admitió que el área en cuestión, podría extenderse por 800 X 200 Km, desde Santa Catarina hacia Espírito Santo 160.000 Km2 : ~ 2,5% da área de las cuencas sedimentares brasileñas

•

LEY Nº 12.351/2010 “IV - área del pre-sal: región del sub-solo formada por un prisma vertical de profundidad indeterminada, con superficie poligonal definida pelas coordenadas geográficas de sus vértices establecidas en lo Anexo de esta Ley, bien como otras regiones que vengan a ser delimitadas en acto del Poder Executivo, de acuerdo con la evolución de el conocimiento.”

Las Descubiertas del Pre-Sal

Reservas Probadas de Petróleo

Mil Millones de Barriles

Cerca de 30 mil millones bbl Tupi, Iracema, Iara, Guará, Parque das

Baleias y Franco

0

5

10

15

20

25

30

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Near future

Pre-sal

Actividades de E&P

Campos en producción: 2 Cuenca de Santos 11 Cuenca de Campos

Plan de Evaluación (Exploración) 9 Cuenca de Santos 05 Cuenca de Campos

Operadoras: Petrobras, Shell, Repsol, BP, Anadarko

Non Operadoras: BG, Partex, Galp, Total, Ecopetrol Statoil, Queiroz Galvão, Barra Energia, Maersk

Fonte : ANP (abril 2013)

Pre-Sal

Histórico de la Producción

Un País: Tres Sistemas

7.5 million km2

Cesión

Onerosa:

7 blocos

~ 2% de las áreas sedimentarias:

Contracto de Reparto de Producción

1ª Ronda de Licitación del Pré-Sal

Otras áreas:

Régimen de Concesión

11ª y 12ª Rondas

Nuevo Marco Regulatorio

Nuevas Reglas de E&P para el Área del Pre-Sal

Creación de una nueva empresa

del estado:

Pre-Sal Petróleo S.A.

Contractos de reparto de la

producción para las áreas no concedidas

del Pre-Sal

+

Formación de un Fondo Social

Royalties

Cesión onerosa de derechos, que concede a la Petrobras el

derecho de producir en ciertas áreas del

Pre-Sal más de 5 billion boe

BILL nº 8.051/2010

(em el ) Ley nº 12.351/10 Ley nº 12.304/10 Ley nº 12.276/10

Marco Regulatório del Pré-Sal

• Contractos serán hechos directamente con la Petrobras o por licitación

• Criterio definidor de la licitación la mejor oferta del excedente en óleo

• El coste en óleo será restituido al contratado después de la declaración de

comercialidad y segundo condiciones expuestas en el contracto

• El licitante vencedor constituirá siempre un consorcio con la Petrobras y la

Petrosal, que cuando indicada directamente, lo hará con la Petrosal

• La Petrosal representa los intereses de la Unión en el consorcio, en su comité

operativo, especialmente cuanto a la contabilización de los costes

• La Petrobras será la operadora de todos los bloques contratados bajo el

régimen de reparto

• Los hidrocarburos extraídos son propiedad de la Unión

• La empresa contratada recebe la parte combinada, levando en cuenta tributos y

participaciones gubernamentales

Aspectos de los Contractos

• Los Contractos de Reparto de la Producción admiten “Flexibilidad” en su formato (Reglamentación Infra Legal)

A DEFINIR:

Coste en óleo (límites, plazos y condiciones)

Excedente en óleo (reglas y plazos)

Comité Operativo (atribuciones, composición, funcionamiento y la forma de la tomada de decisiones)

Reglas de contabilización y realización de actividades

Plazo de duración y condiciones de prorrogación de la fase de exploración

Primera Subasta de Áreas del Pre-Sal

(Noviembre de 2013)

Régimen de Reparto de Producción

Bonus de Firma, MWP y LC

Defined in Tender Protocol

% del Petroleo Lucro

?% PARAMETRO DE

SUBASTA

La vencedora es la con la

mejor oferta

Petrobras es la operadora

con en el mínimo de un 30%

de participación

Source: Adapted from the 4th balance of PAC 2, 2012

Astillero

Brasfels

P-57 (Jubarte)

P-56 (Marlim Sul)

P-61

6 plataformas

Astillero Rio

Grande

P-55 – módulos y topside

8 replicantes – cáscaras

3 plataformas

Petrobras – already auctioned

28 plataformas de perforación

7 en PE, 6 en BA, 6 en ES, 6 en RJ y 3 en RS

Astillero Porto Rio

Grande

P-63

P-58

Action completed/operation

Running

Auctioned

Provided

Astillero

Inhaúma

Conversion of 4 FPSOs

(P-74, P-75, P-76 and P-77)

Cesión Onerosa

Astillero OSX

(em construcción)

6 modules (OGX)

4 cáscaras (OGX)

5 drillships (BR)

7 WHP (OGX)

Astillero Jurong

(em construcción) 6 plataformas

Astillero Atlântico Sul

7 plataformas

P-62

Astillero São Roque

P-59

P-60

6 plataformas

Industria Naval en Brasil

Reservatorios

Pozos (Geometría y Ingenería)

Equipamientos (UEPs + equipamientos submarinos)

CO2

Utilización del Gas Natural

Logística (suministro/apoyo)

Contenido Nacional

Seguridad de las Instalaciones

Licenciamiento Ambiental

Retos y Oportunidades

Reservatorios

Definición de calidad del reservatorio carbonatico a partir de los

datos sísmicos

Caracterización interna del reservatorio, con foco en las principales

heterogeneidades

Recuperación secundaria: viabilidad técnica de la inyección de

agua y/o de gas

Geomecanica de las camadas adyacentes a los reservatorios

Optimización de la geometría de los pozos

Desvío de pozos dentro de la zona de sal

Pozos de longa eliminación

Fractura hidráulica en pozos horizontales

Materiales de pozo resistentes a elevados contenidos de CO2

Demandas Tecnológicas (I)

Garantía de flujo

Deposición de parafinas al longo de las líneas de producción

Controle de hidratos

Controle de incrustaciones

Utilización del gas

Proyecto e instalación de gasoductos de grande diámetro en lamina de

agua de 2200 m

Longa distancia hasta la costa (300 km)

Escenario para novas tecnologías de utilización de gas en ambiente

offshore: GNL, GNC, GTL, GTW, etc.

Demandas Tecnológicas (II)

Unidades de Producción

Interacción/enganche con el sistema de risers

Plataformas con acceso directo a los pozos (SPAR, FPDSO)

Ingeniería Submarina

Calificación de los risers flexibles para LDA de 2.200 m,

considerando la presencia de CO2 y altas presiones

Escenarios para: torre de risers; riser híbrido auto-sustentado

(RHAS); riser de acero en configuración en catenaria composta con

flotador (SLWR), entre otras tecnologías

Calificación de líneas térmicamente aisladas para LDA de 2200 m

Líneas para inyección de gas con CO2 en altas presión

Demandas Tecnológicas (III)

Conclusiones Finales

Brasil es una de las mejores oportunidades exploratorias del

mondo

El sector de petróleo brasileño es una buena oportunidad de

negocios para grandes empresas petroleras y también para las

empresas para-petroleras

ANP aguarda la aprobación del CNPE para realizar la ronda de

licitaciones con foco en las áreas del pre-sal

La política de petróleo y gas natural de Brasil requiere un gran

grado de nacionalización, con el objetivo de promover el

desarrollo de la industria local

Las inversiones extranjeras son muy bienvenidas, desde que

estén en consonancia con las reglas del país

Florival Rodrigues de Carvalho

Diretor

Av. Rio Branco, 65 – Centro – Rio de Janeiro – Brasil

12º to 22º andar Phone: +55 (21) 2112-8100

florival@anp.gov.br www.anp.gov.br