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Discutir as regras de conteúdo local para a indústria de petróleo e gás natural
Comissão de Minas e Energia
Brasília, 28 de novembro de 2017
João José de Nora Souto
Secretário-Adjunto – SPG/MME
Conteúdo Local – CL das Rodadas de LicitaçõesRealizadas em 2017
• A partir de proposição do Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural-PEDEFOR, o CNPE aprovou a Resolução nº 7/2017 com as seguintes exigências de CL:
– Compromissos de CL definidos nas cláusulas específicas do contrato, sem sua adoção como critério de apuração das ofertas
– Não aplicabilidade do mecanismo de isenção de cumprimento dos compromissos assumidos (waiver) relativos aos percentuais mínimos de CL obrigatórios
– Percentuais mínimos de exigências, de acordo com o ambiente operacional
TerraÍndices de Conteúdo Local (Mínimo
Obrigatório)
Exploração (global) 50%
Desenvolvimento da Produção (global)
50%
Conteúdo Local das Rodadas de Licitações 2017
Mar (Lâmina d'água acima de 100 m)
Índices de Conteúdo Local (Mínimo Obrigatório)
Exploração (global) 18%
Desenvolvimento da Produção (macrogrupos)
Construção de Poço 25%Sistema de Coleta e Escoamento
40%
UEP 25%
• Diretrizes– Exigências mais aderentes a atual capacidade da indústria nacional
(exigências de CL não compatíveis com a capacidade de fornecimento domercado reduzem a atratividade dos projetos, levam a atrasos e postergamainda mais a geração de receita, renda e emprego no país)
– Propiciar a atração de investimentos para o setor (Conteúdo Local deve seruma alavanca para melhoria da competitividade, por meio de índices factíveisdentro de regras e critérios menos complexos e aderentes às melhorespráticas do mercado de O&G, gerando benefícios para a sociedade)
Resolução CNPE nº 10/2017 aprovou o
calendário plurianual das Rodadas de Licitações
2017 2018 2019
Rodadas de Concessões
Rodadas de Partilha de Produção
14ª27 de setembro
15ªMarço
16ª2º semestre
2ª e 3ª 27 de outubro
4ªJunho
5ª2º semestre
14ª Rodada de Licitações
Fonte: http://www.brasil-rounds.gov.br/arquivos/Round14/Mapas/Areas/MAPA_GERAL_RODADA_14_V4.pdf
27 de setembro de 2017 Maior bônus de assinatura total da
história: mais de R$ 3,8 bilhões
Maior bônus de assinatura: R$ 2,24 milhões pelo bloco C-M-346 da Bacia de Campos (50% Petrobras e 50% ExxonMobil Brasil)
Ágio: 1.556 %
Blocos arrematados: 37
Previsão de investimentos do Programa Exploratório Mínimo: R$ 845 milhões
Área total arrematada: 25.011 km²
14ª Rodada de Licitações
14ª Rodada de Licitações
2ª Rodada de Partilha de Produção
São Paulo
Rio de Janeiro
Vitória
Sapinhoá
Tartaruga
Verde SW
Carcará Norte
Sul de Gato do
Mato
Bacia de Santos
Bacia de Campos
Bacia do Espírito Santo
São Paulo
Rio de Janeiro
Vitória
27 de outubro de 2017
Quatro áreas com jazidas unitizáveis: adjacentes a campos ou prospectos cujos reservatórios se estendem para além da área concedida
Descobertas: Gato do Mato e Carcará
Campos: Tartaruga Verde e Sapinhoá
Empresas operadoras das Áreas Unitizáveis: Petrobras, Shell e Statoil
Fonte: ANP
3ª Rodada de Partilha de Produção
27 de outubro de 2017
Quatro áreas: localizadas nas bacias de Campos e Santos
Prospectos: Pau Brasil, Peroba, Alto de Cabo Frio-Oeste e Alto de Cabo Frio-Central
Resultados das 2ª e 3ª Rodadas de PartilhaRodada
BlocoBônus de Assinatura
(R$)
% Excedente em óleoConsórcio vencedor
Mínimo Oferta Ágio
2ªSW Tartaruga Verde 100.000.000 12,98% - - SEM OFERTAS
2ª Sul de Gato do
Mato100.000.000 11,53% 11,53% 0%
Shell Brasil (80%)
Total E&P (20%)
2ªEntorno de
Sapinhoá200.000.000 10,34% 80,00% 673,69%
Petrobras (45%)
Repsol Sinopec (25%)
Shell Brasil (30%)
2ª
Norte de Carcará 3.000.000.000 22,08% 67,12% 203,99%
Statoil Brasil (40%)
Petrogal (20%)
ExxonMobil (40%)
3ª Pau Brasil 1.500.000.000 14,40% - - SEM OFERTAS
3ª
Peroba 2.000.000.000 13,89% 76,96% 454,07%
Petrobras (40%)
CNODC (20%)
BP Energy (40%)
3ªAlto de Cabo Frio –
Oeste350.000.000 22,87% 22,87% 0%
Shell Brasil (55%)
CNOOC (20%)
QPI Brasil (25%)
3ª Alto de Cabo Frio
Central500.000.000 21,38% 75,86% 254,82%
Petrobras (50%)
BP Energy (50%)
R$ 6,15 bilhões a título de Bônus de Assinatura
15ª Rodada de Concessões - 29 de Março de 2018
Exigências de CL: baseada na Resolução PEDEFOR nº 2/2017 – idem à 4ª Rodada
Realização: aprovada pela Resolução CNPE nº 22/2017 (D.O.U. 24/11/2017),
Certame: oferta de 70 blocos nas bacias sedimentares marítimas do Ceará, Potiguar, Sergipe-Alagoas, Campose Santos e nas bacias terrestres do Parnaíba e do Paraná - 95,5 mil km² de área
4ª Rodada de Partilha de Produção
7 de Junho de 2018
Realização: autorizada pela Resolução CNPE nº 21/2017 (D.O.U. 24/11/2017), incluindo exigências de Conteúdo Local
Itaimbezinho
Dois Irmãos
4ª Rodada de Partilha de Produção
Resolução CNPE nº 21/2017
Área Excedente Mínimo (%)
Bônus (R$ milhões
Itaimbezinho 7,07 50
Três Marias 8,32 100
Dois Irmãos 16,43 400
Saturno 14,12 1.450
Uirapuru 22,18 2.650
R$ 4,65 bilhões de Bônus de Assinatura
5ª Rodada de Partilha de Produção
2º Semestre de 2019
Exigências de Conteúdo Local serão propostas pelo PEDEFOR ao CNPE
16ª Rodada de Concessões
2º Semestre de 2019
• Áreas a serem licitadas estão em estudo pela ANP
• Exigências de Conteúdo Local serão propostas pelo
PEDEFOR ao CNPE
CONCLUSÕES• A adequação das regras de conteúdo local também contribuiu
para a atração de investimentos e para o resultado econômicodos projetos.
• As principais áreas ofertadas foram objeto de intensa disputa,o que beneficiou a União.
• Os valores arrecadados a título de Bônus de Assinatura, nototal de R$ 6,15 bilhões, além dos R$ 1,6 bilhão deinvestimentos no programa exploratório, contribuirão pararecuperação econômica do País.
• A arrecadação futura do Governo com a produção nas seisáreas do pré-sal leiloadas alcançará R$ 600 bilhões, ao longode 30 anos, que inclui a parcela de petróleo que cabe à União,Royalties, Imposto de Renda e demais tributos.
Muito Obrigado!
Comissão de Minas e Energia
Brasília, 28 de novembro de 2017
João José de Nora Souto
Secretário-Adjunto – SPG/MME
(61) 2032 5103
