Em 2007, o Brasil terá um mercado em torno de 50 milhões de m3/dia de gás para geração térmica, se todos os contratos firmados estiverem sendo honrados, e já há 24 térmicas implantadas.
A produção de energia elétrica somada ao transporte de energia primária na forma do gás natural é uma alternativa com potencial de usos diversos, simultâneos ou alternados. A integração entre o mercado de gás e a eletricidade cria sinergias, permitindo a redução dos custos globais do setor elétrico pela internalização da receita de venda do combustível.
Os mercados consumidores de gás natural, portanto, seriam o primário, em que o gás natural é vendido pela primeira vez, mediante contratos firmados nas modalidades firme e interruptível, e um mercado secundário, um novo mercado para o gás natural já pago no mercado primário e não consumido, no qual o preço do combustível deve ser menor que o dos seus substitutos.
A produção nacional de gás natural é de 46,3 milhões de m3/dia; de gás natural comercializado são 36,6 milhões de m3/dia; o consumo de refinarias, PGNs (planta de gás natural) e outros processos é de 17,2 milhões de m3/dia; re-injeção, perda e queima consomem 14,4 milhões de m3/dia e são importados 21,9 milhões de m3/dia – um mercado ainda bastante incipiente, mas muito significativo se bem desenvolvido, principalmente diante de uma “imensa demanda reprimida que existe no Brasil”, como chamou a ministra.
O crescimento do mercado de gás natural no Brasil entre 2000 e 2004 mostra predominância do uso industrial. Dos 38,5 milhões de m3/dia consumidos, 23,8 o são na indústria, seguidos pela geração de energia termelétrica e demanda automotiva. O mercado primário potencial de gás natural entre 2004 e 2010, avaliado de forma conservadora, seria de 117 milhões de m3/dia, enquanto o secundário poderia chegar a 23 milhões de m3/dia.
A questão do mercado secundário já passou por vários estudos de mercado. Um grupo de trabalho tenta formatar o modelo que, delineado, será discutido com a sociedade. “A questão não é trivial, e os impasses na inserção de termelétricas na matriz energética brasileira se devem a uma engenharia de entrada incorreta, não por erro, mas pela grande dificuldade, na época, de propor um modelo diferenciado para uma indústria de gás natural então embrionária”, disse.
Retomando os maduros – Outro tema abordado nessa Rio Oil & Gas foi a produção de petróleo e gás em campos maduros. Magda Chambriard, conselheira de E&P da Agência Nacional do Petróleo (ANP) abriu as apresentações comentando o ambiente em que se deu a abertura do monopólio petrolífero no Brasil.
| Naquele momento, foi
permitido à Petrobrás continuar a operar nos campos em que ela já
estava presente, mas a empresa decidiu abrir mão de áreas onde não
havia interesse econômico.
Foram assinados 282 contratos e muitos campos foram devolvidos à ANP, que procurou retomar sua atividade com o melhor benefício possível para a sociedade (apuração de tributos, incremento dos investimentos no País, geração de novos empregos permanentes e desenvolvimento e difusão de tecnologia de petróleo, então circunscrita aos quadros da Petrobrás). “A reativação dos campos maduros tem uma contribuição muito grande para a indústria brasileira, que é capaz de fornecer 100% dos equipamentos necessários para a produção em terra”, salientou Magda. |
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| Magda sugere campos maduros para portfólio de pequenos petroleiros |
Em 1998, a Petrobrás abdicou de 62 campos de petróleo e gás maduros, que estão sob gestão da ANP. A maior parte se situa na Bahia, mas também se espalham por Rio Grande do Norte/Ceará, Sergipe/Alagoas e até no Pará/Maranhão. A agência concluiu que incluir esses campos em blocos exploratórios causaria sua valorização, e logo na primeira licitação foram incluídos cinco campos de petróleo nos blocos exploratórios licitados. Outra ação de primeira hora foi a contratação de uma universidade para avaliar os campos, determinar o seu real valor econômico e orientar a ação da ANP.
Todos os parâmetros utilizados para essa avaliação, segundo Magda, eram frutos da experiência monopolista brasileira, isto é, com as ordens de grandeza comuns para a Petrobrás. Até a quarta licitação, em 2002, a ANP já havia licitado 26 campos de petróleo, incluindo-os em blocos exploratórios mesmo quando em desacordo com as orientações da universidade, sob a premissa de que a inclusão valorizaria os blocos.
Esse mercado de campos maduros sofre com a falta de mão-de-obra, concentrada na Petrobrás, o grande cliente oriundo de um antigo monopólio que polariza os serviços. Mesmo os petroleiros aposentados foram absorvidos. A maior demanda era por mão-de-obra de formação mais generalista, um pouco diferente daquela empregada em grandes empresas, especialista.
Em face da situação, a ANP firmou convênio com as universidades federais para formar mão-de-obra generalista apta a operar em campos terrestres. O projeto Campo Escola contou com a disponibilização de cinco campos na Bahia, e cinco no Rio Grande do Norte, para entidades de ensino federais. O projeto forma mão-de-obra técnico-gerencial na operação de campos terrestres e também tem o objetivo de servir de campo de testes para equipamentos e serviços nacionais, em sintonia com a direção de prestigiar a indústria nacional dada pelo Governo Federal.
Os campos abandonados pela Petrobrás, licitados e devolvidos somam 78 (petróleo e gás). Destes, 54 estão com a ANP, 10 alocados para o projeto e 24 nas mãos de concessionários.
Os campos tem, em geral, 4 km2 (o dobro da área dos novos campos descobertos no Recôncavo Baiano e na Bacia Potiguar), com total de 358 km2 e reservas de óleo da ordem de 6 milhões de barris, com reserva média por campo de 400 mil barris. Isso representa um projeto de produção que, no caso de uma pequena empresa, enxuta, operando a custos reduzidos, pode ter valor presente líquido (VPL) da ordem de US$ 3 milhões, descontados custos, investimentos e impostos.
Os campos marítmos totalizam 359 km2 e reserva de óleo de 82 milhões de barris , com área média de 21 km2 por campo e reserva de óleo média de 4,8 milhões de barris de óleo. Mas, no mar, a ANP julga que ainda não é o momento da pequena empresa petrolífera brasileira: o investimento é maior, e a tecnologia a se aplicar, mais sofisticada. “ A recomendação é para que as pequenas empresas comecem pelos campos maduros terrestres”, disse.
Ao longo das licitações de blocos exploratórios com campos inclusos, percebeu-se que as vencedoras não se interessaram por esses campos marginais. O programa exploratório mínimo foi oneroso para essas empresas, e não se configurou a valorização pretendida incialmente pela ANP. Doze campos da ANP incluídos em blocos exploratórios já retornaram à agência, um deles já foi devolvido pela segunda vez, 6 campos já foram licitados e devolvidos, e desses, 4 já foram relicitados sem receberem nenhuma oferta, e apenas dois foram adquiridos no último leilão da ANP, sem notícias de aproveitamento. Para piorar, os campos não podem ser indefinidamente relicitados porque apresentam passivos. São cerca de 350 poços perfurados, alguns equipados, mas muitos temporariamente abandonados, e esse é um dos motivos para a necessidade da efetivação do aproveitamento comercial.
A única exceção foi a Petro Recôncavo, que comprou um bloco exploratório no Recôncavo Baiano com objetivo nítido de reabilitação de campos maduros, e não com interesse exploratório. “É fundamental que o porte da empresa seja compatível com o porte do projeto. O risco de reentrada em operação de poços em áreas onde há reservas comprovadas é pequeno, mas o prêmio também é pequeno e não é atrativo para as grandes e médias empresas. As pequenas empresas petrolíferas aproveitam o principal ativo desses campos, que são os poços já perfurados, com o reaproveitamento feito com baixos custos”, explicou a conselheira. Além disso, essas empresas são intensivas em mão-de-obra, e cada poço restaurado é uma potencial encomenda para a indústria brasileira. “É um tipo de ação efetiva em áreas carentes do Nordeste brasileiro”, afirmou.
A indústria brasileira conta com dez pequenas empresas com ativos em exploração e produção de petróleo. Além da dificuldade para acessar dados geológicos, geofísicos e de produção, muito caros, enfrentam dificuldades de financiamento e o passivo dos campos (garantias quanto ao abandono, exigências ambientais e de desempenho, entre outras) pode ser muito oneroso.
A ANP, segundo Magda, estuda novas formas de licitação desses campos, como ativos de produção ou de desenvolvimento da produção, entre outras medidas, para impulsionar os pequenos. Os dados referentes aos campos seriam oferecidos aos concorrentes em descrições suscintas no sítio de internet da ANP, a custos baixos, realizando-se os leilões somente após a manifestação de interesse.