Indicador Unid. Medida
Data Índice
Referência Acompanhamento
Índice Data
Indicadores
Consumo Interno de Gás Natural milhão de m³ por dia
61,7
31/12/2010 31/12/2013 89,63
Empresas de Pequeno e Médio Porte -Produção de Gás Natural
mil m³ por dia 31/12/2010 24 31/12/2013 40,45
Empresas de Pequeno e Médio Porte -Produção de Petróleo
mil barris por dia 31/12/2010 1,96 31/12/2013 1,43
Extensão de Gasodutos km 31/12/2010 11.373 31/12/2013 11.696
Importação de Gás Natural milhão de m³ por dia
34,65
31/12/2010 31/12/2013 46,47
Participações Governamentais -Bônus de Assinatura
R$ mil por ano 31/12/2009 80.200 31/12/2013 17.480.172,55 Participações Governamentais
-Participações Especiais (União, Estados e Municípios)
R$ bilhão por ano 31/12/2010 11,67 31/12/2013 13,27
Participações Governamentais -Royalties (União, Estados e Municípios)
R$ bilhão por ano 31/12/2010 9,93 31/12/2013 16,31
Produção de Gás Natural (excluido reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio na produção)
milhão de m³ por dia
34,53
31/12/2010 31/12/2013 52,13
Produção de Petróleo e LGN (inclui condensado)
mil barris por dia 31/12/2010 2.137,42 31/12/2013 2.114 Reservas de Gás Natural milhão de m³ 31/12/2010 423.003,02 31/12/2013 434.028,37 Reservas Provadas de Petróleo milhão de barris 31/12/2010 14.246,33 31/12/2013 14.731,6 Volume de Exportação de Petróleo milhão de barris
por ano
230,49
31/12/2010 31/12/2013 139
Volume de Importação de Petróleo milhão de barris por ano
123,65
31/12/2010 31/12/2013 148
0053 - Planejar o desenvolvimento e a manutenção das atividades exploratórias de petróleo e gás natural, tendo como ferramenta principal o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás, de forma a possibilitar a escolha pública sobre o momento de sua exploração, a definição de áreas estratégicas para o desenvolvimento nacional e o aproveitamento racional das reservas.
OBJETIVO:
Órgão Responsável: Ministério de Minas e Energia Análise Situacional do Objetivo
O Ministério de Minas e Energia (MME), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apresentaram em 10/10/2013 o estudo "Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás". A publicação abrange duas perspectivas, a geológica e a econômica. Na primeira, a geológica, realizou-se uma combinação do passado com o futuro das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, especialmente em termos de poços pioneiros, possíveis prospectos, acumulações (jazidas) e campos. O resultado da aplicação dessa metodologia gera uma base de informações georreferenciadas que suporta a perspectiva econômica, a qual, por sua vez, mapeia zonas de importância relativa das diversas áreas do País para o desenvolvimento econômico do
setor de petróleo.
O trabalho é inédito e será atualizado a cada dois anos. Fornece informações de qualidade a fim de tornar-se um instrumento para o planejamento energético do País, também apoiando questões de ordenamento territorial e socioambientais que envolvam as atividades de exploração de petróleo e gás. Também serve de base ao planejamento de áreas a serem incluídas nas rodadas de licitação para atividades de exploração. Dá suporte à tomada de decisões sobre estudos, pesquisas, projetos, atividades e serviços de levantamentos geológicos básicos e auxilia a definição das áreas prioritárias para o desenvolvimento e manutenção das atividades da indústria do petróleo e gás natural no território e na plataforma continental brasileira.
O levantamento lista todas as 67 bacias sedimentares brasileiras, qualificadas em terrestres (52) e marítimas (15), bem como sua área sedimentar, área efetiva (área da bacia que apresenta interesse para a exploração e produção de hidrocarbonetos) e maturidade exploratória.
Destaca-se também o início, em 2012, dos estudos para instituição da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar – AAAS (Portaria Interministerial MME-MMA nº 198, de 5 de abril de 2012), que disciplinará a relação do processo de outorga de blocos exploratórios marítimos e terrestres com o processo de licenciamento ambiental dos respectivos empreendimentos e atividades. Em 2013 foram definidas as sete áreas prioritárias que serão objeto de estudo, correspondendo às seguintes bacias: Solimões; Sergipe-Alagoas; Pará-Maranhão e Barreirinhas; Pernambuco-Paraíba; Espírito Santo – mar; Camamu-Almada e Cumuruxatiba – águas profundas. Em 2014 será iniciado processo para contratação dos estudos para as bacias do Solimões e de Sergipe-Alagoas.
Metas 2012-2015
Definir plano plurianual para realização de rodadas de licitações (concessão e partilha)
·
Análise Situacional da Meta
Após a seleção das áreas da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar – AAAS, a qual disciplinará a relação do processo de outorga de blocos exploratórios marítimos e terrestres com o processo de licenciamento ambiental, realizar-se-ão estudos para a definição do plano plurianual para realização de rodadas de licitações nas regiões consideradas aptas sob o ponto de vista ambiental.
Também contribui para o cumprimento desse propósito o estudo "Zoneamento Nacional dos Recursos de Óleo e Gás", concluído em outubro de 2013. Esse estudo serve como instrumento para o planejamento energético do País, o planejamento de áreas para as rodadas de licitação, suporte às atividades de exploração. Contribui também para a tomada de decisões sobre estudos, pesquisas, projetos, atividades e serviços de levantamentos geológicos básicos e para a definição das áreas prioritárias para o desenvolvimento e manutenção das atividades da indústria do petróleo e gás natural no território e na plataforma continental brasileira.
Realizar estudos geológicos e geofísicos visando disponibilizar áreas para oferta em cada rodada de licitação
·
Análise Situacional da Meta
Os levantamentos englobam a realização de sísmica 2D, sísmica 3D, processamento sísmico, magnetotelúrico, geoquímica, estudos de sistema petrolíferos e perfurações de poços estratigráficos.
Visando aumentar o conhecimento geológico das bacias sedimentares nacionais, foram adquiridos 3.137 quilômetros lineares de dados sísmicos nas bacias sedimentares do Acre, Amazonas e Parnaíba (Estados do AC, PA, MA e PI);
coletadas mil amostras de solo nas bacias sedimentares do São Francisco e Tacutu (Estados da BA e RR); realizada a perfuração de um poço estratigráfico no norte da Bacia Sedimentar do São Francisco (Estado da Bahia); processados 10.000 km² de sísmica tridimensional com objetivo no Pré-Sal das bacias sedimentares de Campos e Santos; e, processados dados sísmicos antigos das bacias sedimentares do Amazonas, Solimões, Paraná, Parnaíba, São Luís e Marajó (estados do PA, AM, PR, MA e PI) num total de 202.143 pontos de tiro. Está em andamento o estudo de sistemas petrolíferos da Bacia Sedimentar do São Francisco em cooperação com a Universidade Federal da Bahia (UFBA).
Ainda em 2013, foi contratada a aquisição de 2.200 km de sísmica de reflexão bidimensional terrestre na Bacia
Sedimentar dos Parecis (Estado do Mato Grosso) e a aquisição de 5.000 km de sísmica de reflexão bidimensional terrestre na Bacia Sedimentar do Paraná (Estado do Mato Grosso do Sul). Foi contratada também a coleta de 1.000 testemunhos de fundo oceânico na Bacia Sedimentar da Foz do Amazonas e a sondagem de 300 estações de magnetotelúrico e transiente eletromagnético nas bacias sedimentares dos Parecis e do Paraná (Estados do MT, MS, SP e PR).
Quantidade alcançada 226.818
Data de Referência 31/12/2013
Regionalização da Meta Total Unidade Qtde. Alcançada Data
Bacia Sedimentar Marítima Santos 250.000 km² 79.733 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Acre/Madre de Deus
50.000 km² 34.558 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Amazonas 16.667 km² 37.334 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Jatobá/Tucano Norte
49.167 km² 0 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Marajó 46.667 km² 42 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Paraná 82.500 km² 1.083 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Parecis 125.000 km² 6.462 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Parnaíba 42.500 km² 43.167 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre São Francisco 52.500 km² 21.417 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre São Luis-Bragança-Vizeu
91.667 km² 683 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Solimões 833 km² 689 31/12/2013
Bacia Sedimentar Terrestre Tacutu 41.667 km² 1.650 31/12/2013
Revisar e atualizar o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás a cada dois anos (2013 e 2015)
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Análise Situacional da Meta
A revisão e atualização do "Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás" foi realizada pela Empresa de
Pesquisa Energética - EPE sob a coordenação do MME e apoio da ANP. A última versão foi apresentada em 10 de outubro de 2013.
O trabalho compreendeu a coleta, o processamento e a produção de informações para representação da importância petrolífera das áreas do território nacional, sendo útil tanto às políticas públicas quanto à indústria petrolífera para o aproveitamento de recursos de petróleo e gás natural, especialmente no planejamento energético, no contexto do Plano Nacional de Energia (PNE), do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) e do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT).
0057 - Implantar sistemas coordenados de exploração, produção e processamento de petróleo e gás natural, em terra e mar, com conteúdo local, bem como de transporte de gás natural, orientados ao desenvolvimento equilibrado do território e para atender, agregando valor, aos mercados doméstico e internacional.
OBJETIVO:
Órgão Responsável: Ministério de Minas e Energia Análise Situacional do Objetivo
A indústria do Petróleo é complexa, rica e diversificada, tem resultados alcançados a longo prazo e requer grande aporte de capital. Obter recursos para o desenvolvimento dessa indústria e contratar a complexa rede de equipamentos, bens e serviços já é um desafio por si só.
A estratégia de desenvolvimento do setor de petróleo e gás envolve um amplo programa de investimentos para implantação de infraestrutura para exploração, produção e processamento dos bens minerais extraídos. Tais investimentos
tem como objetivo principal o atendimento do mercado interno e, no futuro, a produção de excedentes exportáveis que venham a contribuir para o resultado das contas externas do País.
Por meio do PROEF (Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos) obteve-se um ganho de produção de 62 mil barris por dia (bpd) no 2º trimestre/2013. A eficiência operacional da Unidade Operacional da Bacia de Campos (UO-BC), que era de 67% no início do Programa (abril de 2012), alcançou a média de 74% nesse trimestre.
A produção média de óleo ficou em linha com as previsões, em um patamar ligeiramente acima do 1º trimestre (+1%), reflexo do início de operação de quatro plataformas do tipo FPSO (plataformas Cidade de São Paulo, Cidade de São Vicente, Cidade de Itajaí e Cidade de Paraty), da interligação de 15 novos poços e da crescente produção do pré-sal ao longo de 2013.
Em relação ao segmento de Exploração e Produção, no biênio 2012/2013 conclui-se construção das sondas de perfuração P-59 e P-60, nas quais foram investidos cerca de R$ 1,4 bilhão. As duas obras são um marco para a Petrobras em termos de exploração e produção de petróleo e gás na plataforma continental. Tais obras foram bastante desafiadoras e representam a retomada da produção nacional desse tipo de plataforma, que há quase 30 anos não eram construídas no País.
Além desses empreendimentos, a entrada em operação das plataformas P-55 e P-63 no final de 2013 e outras previstas para 2014 devem assegurar o crescimento da produção ao longo de 2014. Estima-se, para 2014, um acréscimo próximo a 7,5% em relação a 2013.
Para os próximos anos estão previstas várias Unidades Estacionárias de Produção (UEPs). Em 2014: Norte Parque das Baleias – P-58 ; Papa-Terra - P-61; Roncador IV - P-62; Sapinhoá (Área Norte) – Módulo 2 – FPSO Ilhabela; Iracema Sul – FPSO Cidade de Mangaratiba. Em 2015: Iracema Norte - FPSO Cidade de Itaguaí.Em 2016: unidades em Lula Alto (FPSO Cidade de Maricá), Lula Central (FPSO Cidade de Saquarema), Lula Sul 66), Lula Norte 67), Búzios I (P-74) e Búzios II (P-75).Em 2017: Lula Extremo Sul (P-68); Lula Oeste (P-69); Iara Horst (P-70)Búzios III (P-76); Búzios IV.
Também merece destaque o projeto para construção no Brasil de 28 sondas de perfuração que serão utilizadas na exploração e desenvolvimento do pré-sal e pós-sal. Foram contratados cinco estaleiros nacionais para a construção das mencionadas sondas.O investimento previsto para as 28 sondas é da ordem de US$ 21 bilhões.Tendo em vista os projetos de desenvolvimento da produção em implantação no País, espera-se que a produção de petróleo e gás natural atinja 5,9 milhões de boe/dia até 2022, o que representará um aumento de aproximadamente
125% em relação à produção atual. Para esse cenário, o Pré-Sal responderá pela maior parte do incremento na produção nacional, o que demandará elevados investimentos em exploração, produção e na indústria fornecedora de bens e serviços. Em 2013, as jazidas na região do pré-sal contribuíram com uma média de 413,4 mil boe/dia, o que representou aproximadamente 16,5% da produção nacional de hidrocarbonetos.
Em relação ao segmento de Gás Natural, observa-se nos últimos anos um crescimento da oferta de gás nacional no mercado interno, resultado de amplo programa de investimentos no setor. Dessa forma, registrou-se em 2012 um crescimento de 7% em relação ao ano anterior e, em 2013, esse crescimento já alcançou 9% em relação a 2012.
O expressivo crescimento da oferta de gás nacional observado nos últimos anos é fruto de uma série de investimentos realizados no desenvolvimento de projetos de produção de gás natural, consubstanciados no Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás). No âmbito desse programa, vários novos campos começaram a produzir, com destaque para os campos de gás não associado de Canapu e Camarupim, no Espírito Santo, e de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na Bacia de Santos. Vale também destacar o início das operações da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA), do Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, no Estado de São Paulo, e do gasoduto Sul-Norte Capixaba que possibilita o escoamento de gás da Bacia de Campos do litoral Capixaba até a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas (UTGC).
Além do Plangás, três outros fatores foram de fundamental importância para os recordes observados: (i) o incremento da entrega de gás para geração termoelétrica na Região Norte; (ii) a elevação da produção do campo de Lula, produzindo gás associado de reservatórios do pré-sal na Bacia de Santos; e (iii) o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (POAG 2015), que tem permitido melhorar o desempenho das Unidades Operacionais
das regiões Sul e Sudeste.
Entre os diversos empreendimentos em curso no biênio 2012/2013 , houve avanços na construção de instalações e manutenção das malhas de gasodutos sudeste, e nordeste.
Com relação aos projetos de ampliação da malha sul, foram emitidas pela ANP as autorizações de operação do novo PE Três Lagoas/MS para a Unidade de Fertilizantes Nitrogenados _ UFN III em fevereiro de 2013, do PE Pindamonhangaba II em setembro de 2013 e do PE UTE Baixada Fluminense em dezembro de 2013.
Para contribuir com a implantação de empreendimentos de fertilizantes nitrogenados no País, considerando que o Brasil importa aproximadamente 73% do fertilizante nitrogenado para atender à demanda interna, foi criado o Regime Especial de Incentivo ao Desenvolvimento da Infraestrutura da Indústria de Fertilizantes (REIF), Lei nº 12.794, de 02 de abril de 2013. O Regime beneficiará pessoas jurídicas que tenham projeto aprovado para implantação ou ampliação de infraestrutura para produção de fertilizantes e de seus insumos. Atualmente está em discussão no âmbito do Poder Executivo, o Decreto que o regulamentará.
Em relação ao Projeto Rota Cabiúnas - Ampliação do Terminal de Cabiúnas - TECAB, as principais realizações até dezembro de 2013 contemplam a chegada dos equipamentos críticos na obra, e o andamento da construção civil e montagem eletromecânica (72 % realizados). O início de operação do projeto está previsto para outubro de 2015.
Destaca-se ainda a conclusão do projeto de construção do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL) da Bahia, localizado na Baía de Todos os Santos, com capacidade de regaseificar até 14 milhões m3/dia de gás natural, em novembro/2013. O início da sua operação está previsto para 2014.
Metas 2012-2015
Agregar valor ao gás natural
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Análise Situacional da Meta
Os investimentos incluídos na carteira de investimentos do Programa de Aceleração do Crescimento - PAC, aplicados na estruturação da malha de gasodutos, construção de novas facilidades de recebimento ou entrega ou manutenções, contribuem para atender à demanda e com capacidade de movimentação da produção necessária para a agregação de valor ao gás natural.
Constam do PAC os projetos do Terminal de Regaseificação da Bahia – TR Bahia, as Unidades de Fertilizantes Nitrogenados UFN III (em Três Lagoas - MS), UFN IV (Complexo Químico em Linhares - ES), e UFN V (Planta de Amônia em Uberaba - MG), e a Unidade de Produção de Sulfato de Amônio na Fábrica de Fertilizantes FAFEN–SE.
Sobre os projetos mencionados, destacam-se:
•Terminal de Regaseificação da BAHIA – TRBA: as obras do terminal foram concluídas em novembro de 2013, tendo iniciada sua operação no início de 2014. O projeto do TR Bahia é constituído por um píer e um gasoduto de aproximadamente 45 km interligando o terminal ao gasoduto Cacimbas-Catu, além de um navio com capacidade para regaseificar 14 milhões de m³/dia de gás natural;
•Unidade de Produção de Fertilizantes Nitrogenados III - (Três Lagoas/MS) - UFN III: partida da planta prevista para setembro de 2014;
•Complexo Químico (Linhares/ES) - UFN IV: Licença Prévia emitida em 19/09/2013;
•Planta de Amônia (Uberaba/MG) - UFN V: processo licitatório para construção e montagem da planta em andamento;
•FAFEN-SE - Sulfato de amônio – início de operação previsto para 2014.
Ao longo de 2013 foram concluídos três novos pontos de entrega - PE de gás natural: o PE de Caçapava, no município de Caçapava e o PE de Pindamonhagaba II, no município de Pindamonhagaba, ambos no Estado de São Paulo; e o PE
para atendimento da UTE Baixada Fluminense no Estado do Rio de Janeiro. O PE Barra Mansa II deverá entrar em operação em 2014.
Adicionalmente, cabe destacar o andamento das obras do Gasoduto GASFOR II no Estado do Ceará, da adequação da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba – UTGCA em São Paulo, além do projeto de ampliação da capacidade de processamento do Terminal de Cabiúnas e da construção da unidade de processamento e gás natural UPGN Comperj - Rota 3, ambos no Estado do Rio de Janeiro. A expectativa é a entrada em operação da adequação da UTGCA em 2014, da ampliação da capacidade do Terminal de Cabiúnas em 2015 e do GASFOR II em 2016.
Além desses investimentos, o projeto GTL (Gas-to-Liquids) Parafinas, que visa monetizar gás natural pela sua conversão química em produtos de maior valor agregado, teve seu projeto conceitual (fase 2) concluído em setembro de 2012. Apesar dos bons resultados, o projeto foi interrompido em função da nova curva de oferta de gás natural na Região Amazônica, com oferta menor que a requerida para a viabilidade econômica do projeto.
Aumentar a participação da oferta nacional no mercado de gás natural, possibilitando o suprimento e a expansão do mercado interno e buscando a geração de excedentes de produção com vistas à exportação
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Análise Situacional da Meta
No ano de 2012 a produção nacional aumentou 7% em relação ao ano anterior, atingindo o volume médio recorde de 70,6 milhões de m³/d. Impulsionada pelo aumento da produção e pela redução tanto da queima e perda quanto da reinjeção, a produção nacional líquida de gás natural (produção descontada a reinjeção, queima e perda e o consumo próprio na produção) também atingiu recorde histórico, cujo volume médio foi de 39,73 milhões de m³/d, representando aumento de 16% em relação ao ano anterior.
A produção média de gás natural no ano de 2013 foi de 77,2 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), aumento de 9%, ou cerca de 6,6 milhões de metros cúbicos por dia a mais que o realizado em 2012 (70,6 milhões de m³/d). Os principais motivos para esse acréscimo na produção foram: (i) a entrada em operação do FPSO Cidade de São Paulo e aumento da produção na plataforma de Mexilhão (localizados em São Paulo); (ii) o aumento do potencial do FPSO Cidade Vitória e do FPSO Cidade de Anchieta (localizados no Espírito Santo); (iii) aumento da produção de gás não associado do campo de Gavião Real (localizado no Maranhão) e (iv) entrada em operação do FPSO Cidade de Paraty e aumento da produção do FPSO Cidade de Angra dos Reis (localizados no Rio de Janeiro, Estado onde houve redução da produção em relação a 2012).
Com relação à oferta de gás nacional, em 2013, houve aumento de 39,7 para 44,33 milhões de m³/d em relação a 2012.
Até 2022, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2022 – PDE 2022 prevê que a oferta de gás nacional apresentará aumentos significativos no decênio, atingindo cerca de 141 milhões m³/dia em função da entrada das novas unidades de produção de petróleo de gás natural nas Bacias de Campos, Santos e do Espírito Santo. Os campos de gás de Mexilhão, Uruguá e Tambaú têm destaque nesse crescimento com a entrada em produção de novos poços. Para viabilizar esse aumento de oferta, também estão previstas: (i) a adequação da UTGCA em 2014 para viabilizar o processamento de gás do pré-sal que escoará até Caraguatatuba pela Rota 1; e (ii) a construção do 2º gasoduto do Pré-Sal (Rota 2), da Bacia de Santos até Cabiúnas (RJ), previsto para entrar em operação em 2015.
Aumentar a produção de petróleo e LGN para 3,07 milhões de barris por dia, abastecendo o mercado nacional e buscando gerar excedentes de produção que poderão ser exportados
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Análise Situacional da Meta
A média diária da produção nacional de petróleo em 2012 foi de 2,149 milhões de barris por dia (MMbpd). Dessa produção, a Petrobras contribuiu com aproximadamente 1,983 MMbpd.
No ano de 2013, a média diária produzida de petróleo foi de 2,114 barris, menor 1,62% (equivalente a 34.896 barris), se comparado ao ano de 2012.
A produção média em mar (petróleo e LGN) foi de 2,027 milhões de barris/dia e a produção em terra foi de 170.702 mil barris/dia, representando, respectivamente, 92,3% e 7,7% da produção nacional.
A queda na produção em 2013 decorreu, principalmente, do atraso na entrada em operação do Campo de Papa-Terra,
na Bacia de Campos; do atraso na chegada ao Brasil e dificuldades de instalação de equipamentos denominados BSRs – Boias de Sustentação de Risers, que permitiriam a interligação de novos poços nos campos de Sapinhoá e Lula NE, na Bacia de Santos; do atraso no início da produção das plataformas P-55 e P-58, no campo de Roncador e no Parque das Baleias, respectivamente, na Bacia de Campos e Bacia do Espírito Santo e do declínio natural de produção dos campos.
Em relação aos blocos exploratórios para petróleo e gás natural em atividade, em 2013 a ANP registrou 132 notificações de descobertas, sendo 70 em terra e 62 em mar. No mesmo período, a Agência recebeu 12 declarações de comercialidade.
Quantidade alcançada 2,11
Data de Referência 31/12/2013
Desenvolver e implantar meios alternativos de utilização do gás natural, através de soluções que envolvam transformações química e física, possibilitando incremento de valor agregado e maior eficiência no armazenamento e transporte
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Análise Situacional da Meta
Em 14/11/2013 foram concluídas as obras do Terminal de Regaseificação da Bahia – TR Bahia, que teve seu início de operação em janeiro de 2014, com capacidade para regaseificar até 14 milhões m³/dia de gás natural.
Identificar novas acumulações de petróleo e gás nas bacias sedimentares brasileiras terrestres e marítimas de forma a manter a relação Reserva x Produção em níveis sustentáveis
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Análise Situacional da Meta
Os estudos estão sendo realizados nas Bacias Sedimentares do Acre – Madre de Deus, do Amazonas, do Ceará (Piauí – Camocim, Acaraú e Icaraí), do São Francisco, do São Luiz – Bragança – Viseu, do Parnaíba, do Paraná, do Parecis, de Santos, da Foz do Amazonas e do Tacutu.
Ao longo do período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, a Petrobras totalizou 46 descobertas, sendo 24 no mar e 22 em terra. O índice de sucesso exploratório foi de 75%, já refletindo a política exploratória implantada desde o ano passado, a qual privilegia as locações de menor risco e destina mais recursos para as atividades de desenvolvimento da produção. As despesas com prospecção e perfuração (poços secos) foram de R$ 1,2 bilhão no segundo trimestre de 2013, 63% menores que os R$ 3,3 bilhões do mesmo período de 2012. Nenhum dos 13 poços secos contabilizados no segundo trimestre de 2013 é do Pré-sal.
Ao participar da 11º Rodada de Licitação, a Petrobras adquiriu blocos de grande potencial exploratório oferecidos pela agência, localizados nas bacias da Foz do Amazonas, Espírito Santo e Barreirinhas. Na sua estratégia para aquisição de blocos terrestres, a empresa investiu, prioritariamente, na Bacia do Parnaíba, buscando ali acumulações de gás natural.
As declarações de comercialidade dos campos de Tubarão Areia, Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Rêmora, Pitangola, Lapa, Búzios e Sul de Lula, em mar, e Caboclinho, Graúna, Maçarico, Paturi e Tucano, em terra, ocorridas durante esse período, contribuíram para o aumento da relação reserva/produção (R/P) de petróleo do ano de 2013, que passou para 21,1 anos, segundo as avaliações preliminares efetuadas pela ANP, contra 19,5 anos em 2012. Assim, mesmo descontada toda a produção de petróleo do ano 2013, que atingiu 739 milhões de barris, as reservas nacionais de petróleo cresceram em 2013.
Possibilitar a atuação internacional para o acesso a reservas de produção de petróleo e gás natural, de forma a contribuir para a sustentabilidade de sua reposição e para o atendimento do mercado brasileiro
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Análise Situacional da Meta
Em 2012, a produção de petróleo e gás natural no exterior superou a meta estabelecida em 7%. Isso se deu em razão de produção adicional frente à quantidade originalmente programada nos EUA, bem como devido à melhor eficiência nos campos petrolíferos da Argentina e Bolívia, fruto dos investimentos em manutenção do nível de produção.
A produção planejada para 2013 era de 191,83 mil barris de óleo equivalente por dia, refletindo a reavaliação do modelo de negócio de atuação internacional contida no Plano de Negócios 2012-2016 da Petrobras, reduzindo-se a
produção em relação a 2012.
Durante o primeiro semestre de 2013, a produção de petróleo e gás natural superou a meta estabelecida em 5%, em razão da antecipação de perfuração de poços na Argentina, além de maiores produções na Bolívia e Colômbia, face à maior eficiência do que a planejada, fruto dos investimentos em manutenção do nível de produção.
A atuação internacional na área de gás compreende a alocação de ativos de exploração e produção, além de outros necessários em toda a cadeia de desenvolvimento do gás natural (transporte, compressão, distribuição e geração de energia) nos seguintes países: Argentina, Bolívia, Colômbia, Chile, Uruguai, Paraguai, Peru, Venezuela, México, EUA, Angola, Benin, Namíbia, Nigéria, Gabão e Tanzânia.
Os investimentos realizados durante os anos de 2012 e 2013 tiveram por objetivo manter o nível de produção dos ativos e desenvolver aqueles em fase de exploração, assim como manter a segurança e condições operacionais da infraestrutura existente na cadeia de gás natural, presentes na Argentina, Bolívia e no Uruguai.
A priorização de estratégias que atendam ao desenvolvimento das reservas internacionais existentes, à redução do risco exploratório e aos investimentos mais seletivos no exterior tem motivado a reavaliação do modelo de negócio de atuação internacional, contribuindo de forma complementar aos objetivos domésticos, a partir das iniciativas de desinvestimento presentes desde o plano de negócios 2012-2016 da companhia, definindo, melhor assim, os rumos da gestão dessas atividades.
Assim, durante o ano de 2013, o Plano de Desinvestimentos foi implementado com sucesso nos ativos do continente africano. Por meio dele, houve a venda de 50% da participação da companhia nos ativos ali existentes. Houve, também, negociação de ativos (campos petrolíferos de Gila e Stones) localizados na área americana do Golfo do México, o que permitiu ajuste na carteira de projetos de investimentos na região via diminuição do nível de risco financeiro.
0061 - Ofertar áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural, segundo o planejamento do aproveitamento racional das reservas petrolíferas brasileiras e de forma articulada com a política de conteúdo local.
OBJETIVO:
Órgão Responsável: Ministério de Minas e Energia Análise Situacional do Objetivo
O desenvolvimento da indústria de petróleo e gás é diretamente proporcional às áreas disponíveis para realização de pesquisa e produção de hidrocarbonetos.
Por se tratar de bem estratégico e não renovável, é necessária a constante busca por novas reservas e a manutenção das atividades de exploração e produção por meio da oferta continuada de áreas em bacias sedimentares, tanto na modalidade de concessão quanto na de partilha de produção.
No ano de 2013, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) promoveu três licitações.
A 11ª Rodada de Licitações, autorizada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), foi realizada em maio de 2013. Nessa rodada, a ANP ofertou 289 blocos com risco exploratório, localizados em 23 setores de onze diferentes bacias sedimentares brasileiras. A ANP arrecadou um total de R$ 2,48 bilhões em bônus de assinatura e obteve compromisso de investimentos exploratórios da ordem de R$ 5,8 bilhões. O conteúdo local médio dos contratos assinados é de 62% para a fase de exploração e 76% para a etapa de desenvolvimento da produção
A 1ª Licitação de Partilha de Produção, autorizada pela Resolução CNPE nº 04/2013, foi realizada no dia 21 de outubro de 2013. Nesta licitação, a ANP ofertou o prospecto de Libra, na bacia de Santos, com estimativa de volumes recuperáveis entre oito e doze bilhões de barris de petróleo. Participaram da licitação onze empresas habilitadas, que pagaram um total de R$ 22,7 milhões em taxa de participação. O consórcio vencedor, formado pelas empresas Petróleo Brasileiro S.A., Shell Brasil Petróleo Ltda., Total S.A, CNPC International Ltd. e CNOOC International Limited. ofertou excedente em óleo para a União de 41,65%. Além disso, o consórcio recolheu R$ 15 bilhões relativos ao bônus de assinatura e assumiu compromisso de investimentos exploratórios da ordem de R$ 610,9 milhões.