PLANEJAMENTO ENERGÉTICO/RENDA

PETROLÍFERA/GÁS NATURAL

Francisco José Rocha de Sousa

CONSULTORIA DE PORTAS ABERTAS

PLANEJAMENTO ENERGÉTICO

•Estudo de longo prazo (visão

estratégica)

• Plano Nacional de Energia 2030

(divulgado em 2007)

•Estudo de curto prazo

• Plano Decenal de Expansão de

Energia 2019 - PDE 2019

PLANO NACIONAL DE ENERGIA 2030

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO -PNE 2030 - ESTRUTURA POR SETOR

Elaboração: EPE

39%

10%29%

5%5%

12%

Transporte

IndustrialResidencial

ServiçosAgropecuário

Setor energético

38%

11%

31%6%

5%

9%

2005

2030

OFERTA INTERNA DE ENERGIAPDE 2019

OFERTA INTERNA DE ENERGIAPDE 2019

OFERTA X DEMANDA DE PETRÓLEO - PDE 2019

EXPANSÃO DA CAPACIDADE DE GERAÇÃO ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA

0,15 0,19 0,28

0,98

1,872,30

3,18

4,40

5,04

6,21

7,70 7,49

10,94

7,98

9,93

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Val

or (

R$

bilh

ões)

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIESvalores correntes

DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES

0,00 0,00

1,04

1,72

2,51

5,005,27

6,97

8,84

7,18

11,71

8,45

11,67

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Val

or (

R$

bilh

ões)

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIALvalores correntes

DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

0,15 0,19 0,280,98

2,91

4,03

5,69

9,3910,31

13,17

16,54

14,67

22,65

16,44

21,60

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Val

or (

R$

bilh

ões)

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES + PARTICIPAÇÃO ESPECIALvalores correntes

DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES + PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

DISTRIBUIÇÃO DA RENDA PETROLÍFERA EM 2010

R O Y A L T IE S % P A R T IC IP A Ç Ã O % R O Y A L T IE S + P E %E S P E C IA L

m il R $ m il R $ m il R $E S T A D O SA la g o a s 2 9 .7 0 0 ,2 7 0 ,3 % 0 ,0 % 2 9 .7 0 0 ,2 7 0 ,1 %A m a z o n a s 1 3 4 .5 0 1 ,8 0 1 ,4 % 3 0 .0 3 2 ,1 0 0 ,3 % 1 6 4 .5 3 3 ,9 0 0 ,8 %B a h ia 1 5 8 .3 8 0 ,8 2 1 ,6 % 5 .0 6 5 ,9 0 0 ,0 % 1 6 3 .4 4 6 ,7 2 0 ,8 %C e a rá 1 2 .0 6 8 ,3 2 0 ,1 % 0 ,0 % 1 2 .0 6 8 ,3 2 0 ,1 %E s p ír ito S a n to 2 9 7 .4 2 1 ,6 8 3 ,0 % 2 3 5 .9 3 4 ,8 0 2 ,0 % 5 3 3 .3 5 6 ,4 8 2 ,5 %P a ra n á 0 ,0 % 0 ,0 % 0 ,0 0 0 ,0 %R io d e J a n e iro 2 .0 2 6 .6 1 3 ,3 9 2 0 ,4 % 4 .3 8 0 .3 3 7 ,9 0 3 7 ,5 % 6 .4 0 6 .9 5 1 ,2 9 2 9 ,7 %R io G ra n d e d o N o r te 1 5 8 .9 3 3 ,6 5 1 ,6 % 8 .6 9 1 ,4 0 0 ,1 % 1 6 7 .6 2 5 ,0 5 0 ,8 %S ã o P a u lo 1 8 .1 4 9 ,2 9 0 ,2 % 0 ,0 % 1 8 .1 4 9 ,2 9 0 ,1 %S e rg ip e 1 0 6 .3 7 4 ,1 9 1 ,1 % 7 .9 4 2 ,3 0 0 ,1 % 1 1 4 .3 1 6 ,4 9 0 ,5 %T o ta l E s ta d o s 2 .9 4 2 .1 4 3 ,4 1 2 9 ,6 3 % 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 4 0 ,0 0 % 7 .6 1 0 .1 4 7 ,8 1 3 5 ,2 3 %

M U N IC ÍP IO S - A la g o a s 3 2 .8 8 5 ,0 9 0 ,3 % 3 2 .8 8 5 ,0 9 0 ,2 % - A m a p á 2 6 0 ,1 8 0 ,0 % 2 6 0 ,1 8 0 ,0 % - A m a z o n a s 6 1 .3 0 4 ,8 3 0 ,6 % 7 .5 0 8 ,0 0 0 ,1 % 6 8 .8 1 2 ,8 3 0 ,3 % - B a h ia 1 3 4 .4 3 7 ,6 2 1 ,4 % 1 .2 6 6 ,5 0 0 ,0 % 1 3 5 .7 0 4 ,1 2 0 ,6 % - C e a rá 2 8 .2 9 9 ,8 8 0 ,3 % 2 8 .2 9 9 ,8 8 0 ,1 % - E s p í r ito S a n to 3 0 4 .0 9 5 ,9 9 3 ,1 % 5 8 .9 8 3 ,7 0 0 ,5 % 3 6 3 .0 7 9 ,6 9 1 ,7 % - M in a s G e ra is 5 1 1 ,2 7 0 ,0 % 5 1 1 ,2 7 0 ,0 % - P a rá 1 .4 7 4 ,3 6 0 ,0 % 1 .4 7 4 ,3 6 0 ,0 % - P a ra íb a 1 ,2 2 0 ,0 % 1 ,2 2 0 ,0 % - P a ra n á 0 ,0 % 0 ,0 0 0 ,0 % - P e rn a m b u c o 4 5 .1 0 2 ,8 5 0 ,5 % 4 5 .1 0 2 ,8 5 0 ,2 % - R io d e J a n e iro 2 .2 3 3 .0 5 5 ,3 7 2 2 ,5 % 1 .0 9 5 .0 8 4 ,5 0 9 ,4 % 3 .3 2 8 .1 3 9 ,8 7 1 5 ,4 % - R io G ra n d e d o N o r te 1 4 8 .7 2 0 ,8 9 1 ,5 % 2 .1 7 2 ,9 0 0 ,0 % 1 5 0 .8 9 3 ,7 9 0 ,7 % - R io G ra n d e d o S u l 4 2 .1 6 2 ,0 5 0 ,4 % 4 2 .1 6 2 ,0 5 0 ,2 % - S a n ta C a ta r in a 2 8 .4 9 6 ,5 9 0 ,3 % 2 8 .4 9 6 ,5 9 0 ,1 % - S ã o P a u lo 1 8 6 .1 5 7 ,0 0 1 ,9 % 1 8 6 .1 5 7 ,0 0 0 ,9 % - S e rg ip e 1 0 9 .9 8 4 ,9 3 1 ,1 % 1 .9 8 5 ,6 0 0 ,0 % 1 1 1 .9 7 0 ,5 3 0 ,5 %T o ta l M u n ic íp io s 3 .3 5 6 .9 5 0 ,1 2 3 3 ,8 % 1 .1 6 7 .0 0 1 ,2 0 1 0 ,0 % 4 .5 2 3 .9 5 1 ,3 2 2 0 ,9 %D E P Ó S IT O S J U D IC IA IS 3 3 .9 9 1 ,1 0 0 ,3 % 3 3 .9 9 1 ,1 0 0 ,2 %F U N D O E S P E C IA L 7 8 9 .8 2 9 ,8 3 8 ,0 % 7 8 9 .8 2 9 ,8 3 3 ,7 %C O M A N D O D A M A R IN H A 1 .5 7 9 .6 5 9 ,6 3 1 5 ,9 % 1 .5 7 9 .6 5 9 ,6 3 7 ,3 %M IN IS T . C IÊ N C IA E T E C N O L O G IA 1 .2 2 7 .4 1 6 ,1 9 1 2 ,4 % 1 .2 2 7 .4 1 6 ,1 9 5 ,7 %M IN IS T . M E IO A M B IE N T E 1 .1 6 7 .0 0 1 ,1 0 1 0 ,0 % 1 .1 6 7 .0 0 1 ,1 0 5 ,4 %M IN IS T . M IN A S E E N E R G IA 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 4 0 ,0 % 4 .6 6 8 .0 0 4 ,4 0 2 1 ,6 %

T O T A L 9 .9 2 9 .9 9 0 ,2 8 1 0 0 ,0 % 1 1 .6 7 0 .0 1 1 ,1 0 1 0 0 ,0 % 2 1 .6 0 0 .0 0 1 ,3 8 1 0 0 ,0 %F o n te : A N P

RECEITAS GOVERNAMENTAIS

Contrato de concessão Contrato de partilha de produção

Bônus de assinatura Bônus de assinatura

Royalties 10,0% Royalties 15% - alíquota típica grandes campos situados na plataforma - alíquota (% da produção) continental (% da produção)

Participção especial Não há participação especial - alíquota pode alcançar até 40% da receita líquida de produção.(função da produção e da localização do campo)

Pagamento pela ocupação ou retenção de área

Regime de partilha

Lei nº 12.351/2011 e PL nº 8.051/200Leis nos 7.990/89 e 9.478/97

Regime de concessão

PARTILHA DE PRODUÇÃO(em oleo)Valores hipotéticos

Excedente em óleo da União

49 barris

Custo em óleo

+

Royalties

+

Excedente em óleo

Excedente em óleo

custos de exploração, desenvolvimento volume total de produção - 30% do contratadoe desativação de instalações custo em óleo - royalties 21 barris

15 barris 15 barris 70 barris

Produção total: 100 barris

70%

Receita de comercialização do petróleoda União será destinada ao Fundo Social

Compensação Financeira (royalty)

• O royalty é uma compensação financeira pela produção de

petróleo e gás natural.

• Não se destina a compensar Estados, Municípios ou União

por danos ambientais.

• A Constituição Federal (art. 225, 3º) já obriga as pessoas

físicas e jurídicas a reparar danos causados por condutas e

atividades consideradas lesivas ao meio ambiente, sem

prejuízo de sanções penais e administrativas.

CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES PARA ÁREAS CONTRATADAS

SOB O REGIME DE CONCESSÃO

Valor médioroyalties=10%

Lavra na plataforma continental Lavra na plataforma continental

Estados confrontantes 30,00% Estados produtores confrontantes 22,50% 26,25%

Municípios produtores e suas respectivas áreas geoeconômicas 30,00% Municípios produtores confrontantes 22,50% 26,25%

Municípios onde se localizarem instalações marítimas ou terrestres Municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque dede embarque ou desembarque de óleo bruto ou gás natural 10,00% petróleo e gás natural 7,50% 8,75%

Ministério da Marinha para atender aos encargos de fiscalização e Ministério da Marinha para atender aos encargos de fiscalização dasproteção das atividades econômicas das referidas áreas 20,00% áreas de produção 15,00% 17,50%

Ministério da Ciência e Tecnologia para financiar programas de amparoà pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico aplicados àindústria do petróleo, do gás natural, dos biocombustíveis e à indústriapetroquímica de primeira e segunda geração, bem como para programasde mesma natureza que tenham por finalidade a prevenção e a recupe-ração de danos causados ao meio ambiente por essas indústrias 25,00% 12,50%

Fundo especial a ser distribuído entre os estados e municípios 10,00% Fundo especial a ser distribuído entre os estados e municípios 7,50% 8,75%

parcela do valor do royalty que representar 5% da p roduçãoLei nº 7.990, de 28/12/1989 Lei nº 9.478, de 6/8/1997

parcela do valor do royalty que exceder 5% da produ ção

CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES PARA ÁREAS CONTRATADAS SOB O REGIME DE

PARTILHA DE PRODUÇÃOPL Nº 8.051/2010

Regime de Concessão Regime de partilha de produção (PL nº 8.051/2010)valores médios assumindo alíquota do royalty igual a 10% da produção alíquota de royalty igual a 15% da produção

Lei nº s 7.990/1989 e nº 9.478/1997

Lavra na plataforma continental Lavra na plataforma continental

26,25% aos estados produtores confrontantes 25,0% aos estados produtores confrontantes

2625% aos municípios produtores confrontantes 6,0% aos municípios produtores confrontantes

8,75% aos municípios afetados pelas operações de embarque e desembarque 3,0% aos municípios afetados pelas operações de embarque e desembar-de petróleo e gás natural que e desembarque de petróleo e gás natural

8,75% para constituição de fundo especial a ser distribuído entre Estados e 22,0% para fundo especial a ser distribuído entre Estados e Distrito FederalMunicípios de acordo com o critério de partilha do FPE

22,0% para fundo especial a ser distribuído entre Municípios de acordo como critério de partilha do FPM

17,5% ao Ministério da Marinha 19,0% para a União, a ser destinado ao Fundo Social (Lei nº 12.351/2010)

12,5% ao Ministério de Ciência e Tecnologia para financiar programas de ampa- 3,0% para a constituição de fundo especial para o desenvolvimento de paro à pesquisa científica aplicado à indústria do petróleo, do gás natural e dos ações e programas para a mitigação e adaptação às mudanças climáticas,biocombustíveis bem como para proteção ao ambiente marinho

CRITÉRIO DE DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃOS ESPECIAL PARA ÁREAS

CONTRATADAS SOB O REGIME DE CONCESSÃO

AtualLei nº 9.478/97

Lavra na plataforma continental

Ministério de Minas e Energia 40,00%

Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da AmazôniaLegal 10,00%

Estados confrontantes com a plataforma continental 40,00%

Municípios confrontantes com a plataforma continental 10,00%

Total 100,00%

CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE GÁS NATURAL NO BRASIL

• Existência de agente dominante. A Petrobrás tem

monopólio de fato da comercialização e da importação

de gás natural.

• O consumo de gás natural em termelétricas é função das

chuvas e do nível dos reservatórios de água.

• Os segmentos residencial e comercial são pouco

desenvolvidos (responderam por apenas 2,6% das

vendas das distribuidoras em 2008)

AGENTES DO MERCADO DE GÁS NATURAL

• Produtor

• Transportador

• Carregador

• Distribuidor

• Comercializador

• Armazenador

• Autoprodutor

• Auto-importador

MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO DE GÁS NATURAL OFERECIDAS PELA

PETROBRAS• Firme inflexível: Garantia de entrega por parte do

fornecedor. Preço do gás natural é indexado a cesta de óleos combustíveis.

• Firme flexível: A Petrobrás assume o compromisso de fornecer o combustível substituto necessário para manter a operação do consumidor sem ônus para este ou para a distribuidora.

• Interruptível: O fornecimento pode ser interrompido pelo fornecedor.

• Preferencial: Opção desenvolvida com vistas ao

suprimento das usinas termelétricas. O fornecedor está

obrigado a providenciar o suprimento de gás natural

quando solicitado. Trata-se de consumo ocasional, que

tem preço indexado ao preço do GNL.

• Leilão de venda de gás natural de curto prazo destinado

ao mercado não térmico.

MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO DE GÁS NATURAL OFERECIDAS PELA

PETROBRAS

OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL

2010Item milhões m3/d Item milhões m3/d

Produção doméstica 62,3 Venda nas distribuidoras 49,6 - Reinjeção 12,0 - Queima e perda 6,6 Consumo em refinarias e - Consumo nas unidades de E&P 9,7 fábricas de fertilizantes 9,0 - Consumo em transporte e arma-zenamento/ajustes 3,0 Consumo direto em termelé- - Absorção em UPGN 3,5 tricas da Petrobrás (FAFEN/Oferta de gás de produção interna 27,5 Termobahia/Canoas) 2,7

Importação 33,8 - Bolívia 27,1 - GNL 7,6 - Consumo em transporte 0,9

Oferta total 61,3 Demanda total 61,3Fonte: MME

OFERTA DEMANDA

ASPECTOS INSTITUCIONAIS DO SETOR DE GÁS NATURAL

• A Constituição Federal estabelece que compete privativamente à União legislar sobre energia (art. 22, IV) e que cabe aos Estados explorar, diretamente, ou mediante concessão os serviços locais de gás canalizado (art. 25, 2º).

• A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997) estabelece que:– as atividade de exploração, desenvolvimento e produção de gás

natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação.

– as atividades de importação podem ser exercidas mediante autorização por meio de empresa constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.

ASPECTOS INSTITUCIONAIS DO SETOR DE GÁS NATURAL

• A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478, de 6 de agosto de

1997) estabelece que:

– as atividades de transporte de gás natural devem ser

segregadas.

– assegura o livre acesso aos gasodutos de transporte, com

exceção dos terminais de gás natural liquefeito (restrição

introduzida pela Lei do Gás).

• A atividade de transporte de gás natural será exercida mediante regime de concessão, precedida de licitação, salvo no caso de gasodutos que envolvam acordos internacionais.

• O critério de seleção da proposta vencedora será o de menor receita anual.

• Para os gasodutos objeto do regime de concessão, caberá à ANP fixar as tarifas de transporte.

• Ratificou as autorizações para exercício da atividade transporte de gás natural expedidas pela ANP por período de 30 anos, contados da data de sua publicação

A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(1)

• Concedeu período de exclusividade para os carregadores iniciais para os gasodutos de transporte existentes de 10 anos, contados do início da operação comercial.

• Facultou ao consumidor livre, autoprodutor e auto-importador cujas necessidades de gás natural nãopossam ser atendidas pela distribuidora estadualconstruir instalações e dutos para seu uso específico,mediante contrato que atribua à distribuidora estadualsua operação e manutenção, devendo as tarifas dessesserviços ser estabelecidas pelo órgão regulador estadual.

A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(2)

• Prevê o estabelecimento de plano de contingência, a ser regulamentado pelo Poder Executivo

A LEI DO GÁS NATURALLei nº 11.909, de 4 de março de 2009(2)

A REGULAMENTAÇÃO DA LEI DO GÁS

• A Lei do Gás foi regulamentada pelo Decreto nº 7.382, de 2/12/2010.– Instituiu o Plano decenal de Expansão da Malha de Transporte

Dutoviário.

– Regulamentou o acesso de terceiros aos gasodutos de

transporte, inclusive a troca operacional de gás natural (swap).

– Estabeleceu que o critério de reajuste da receita anual do

transportador deverá considerar o Índice de Preços ao

Consumidor Amplo - IPCA como instrumento de correção

monetária.