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Ambiente Operacional
Quatro componentes principais que impactam a cadeia O&G
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3 4
Eficiência
Custo Unitário Inovação
Complexidade dos projetos, tipo
de hidrocarboneto, profundidade
dos reservatórios,
características das rochas
Excelência na implantação de
projetos, eficiência operacional
e integração entre os diversos
elos da cadeia
Balanço entre oferta e demanda
de produtos, serviços e
equipamentos com implicação
nos seus custos
Colaboração, alinhamento de
incentivos e desenvolvimento
tecnológico
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A convergência para projetos cada vez mais complexos em águas
profundas, explica boa parte da pressão de custos na região
Source: Graauw et. al. 2005
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Relentless pursue of efficiency !...
Função de retorno crescente de escala !...
9
Redução no ritmo de rodadas a partir de 2008
Source: ASU Rio
Número de
blocos
arrematados
Área total
arrematada
(1000 km2)
Área média
por bloco
(km2)
3754
117
251
154
101
21342112
124
215
35
270
4846
195
402225494855
450
936889390
776258217
20042003
2,289
1999
3,629
1,430
20001998
1,204
2001 2002
4,555
201420132007 20102006 20082005 2012
1,257
2011 20152009
R0 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R9 R10R11
R13
R12
Libra
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10
Caso não ocorram novas licitações, a área em exploração nos
próximos anos deve reduzir ainda mais significativamente
0
150
350
50
300
250
200
100
450
400
2012 201820001998 2004 20202006 2014201020082002 2016
Source: ANP, análise Accenture Strategy Upstream
Mudança de
regime
Média 332 000 km2
*Assumindo que não ocorram novas rodadas; **Blocos BSEAL-1 e BSEAL-2 são considerados 50% offshore e 50% onshore
ÁREA SOB CONCESSÃO EM FASE DE EXPLORAÇÃO
1000 Km2
-66%*
112
Onshore
Offshore
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A demanda não se materializou como esperado
*Poços com perfuração iniciada no ano de referênciaProjeções assumem que não ocorreram novas rodadas de licitaçãoFonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream Rio
87
114
81011
7
0
50
100
150
200
250
300
350
1995
95 93
69
159
135
98
20001990
106
73
116
99
82
61
155
81
59
97
106
20202015
77
40
88
122
236
35
2010
192
218
30
255
81
92
77
102
85
100
146
1985
123
95
276
1980
186
254
286
345
201196
134
97
113
1975
8791
1970
27 27
109
2005
20
91
19651955
92 79
97
79
45
18
19601950
94
9
165
200
83
99
OffshoreOnshoreNÚMERO DE POÇOS EXPLORATÓRIOS PERFURADOS NO BRASIL*
Histórico Projeção
12
A redução de poços exploratórios implicará na queda do número
de poços de desenvolvimento da produção nos próximos anos
Onshore
Offshore
100100100
175
250
464
392338
457
323
2020
-78%
20192016 2018201720152014201320122011
27304042
57
78
113
150144134
2018
-82%
20192017201620152014201320122011 2020
NÚMERO DE POÇOS DE DESENVOLVIMENTO PERFURADOS
Fonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream
Projeção
13Copyright © 2016 Accenture All rights reserved.
As dificuldades financeiras da Petrobras e a baixa atratividade ao investimento
privado criaram um ambiente insustentável para a cadeia de fornecedores
RETRAÇÃO/
PARALISIA DO
SETOR DE O&G NO
BRASIL
Deterioração da situação
financeira da Petrobras
Baixa da atratividade para
investidores privados
Alto nível de endividamento
(5.3 vezes o EBITDA)
Dificuldade de acesso a credito
Taxa de cambio desfavorável
Queda no preço do barril de
petróleo
60% de redução no plano
quinquenal de investimentos
Politicas definidas na direção do
fechamento da indústria
Dependência excessiva da
Petrobras e de seus
investimentos
Forte insegurança regulatória
Politização do setor
Fonte: PNG Petrobras; Upstream Online; Accenture Strategy
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A flexibilização do marco regulatório e a retomada de rodadas de
licitação poderiam puxar uma retomada no setor a partir de 2018
Fonte: ANP, análise Accenture Strategy Upstream Rio
NÚMERO DE POÇOS OFFSHORE
57
77
102
151
195
228
264
2026
115
2021
10189
2019
69
2018 2025
85
2020 20272017 2023
177
2016
149
84
158
2024 2028
166
131
202220132012 2014 20152011
Os potenciais novos
poços perfurados, caso
forem realizadas novas
rodadas de licitação,
tem o potencial de:
- Elevar a produção
offshore 900 a 1.800
kboed em 2025 e
mais 2.150 a 4.300
kboed em 2030
- Elevar o número de
UEPs em 12 até
2025 e mais 33 até
2030
Sem LicitaçãoExploraçãoDP
Premissas: Rodada em 2017 com 12 blocos (unitização) do pré-sal e rodada
em 2018 com 10 blocos do pré-sal + 13 blocos do pós-sal