Rio Oil & Gás: Indústria em expansão aparece em massa

Química e Derivados: Rio: Indústria em expansão comparece em massa. ©QD
Indústria em expansão comparece em massa.

A 12a Rio Oil & Gas – Expo and Conference, realizada entre os dias quatro e sete de outubro, no Riocentro, no Rio de Janeiro, tornou evidente o momento de expansão da indústria de petróleo e gás no Brasil. Com previsão de investimentos anuais entre R$ 8 bilhões e R$ 9 bilhões até 2015, o setor levou à feira de negócios mais de 28 mil visitantes interessados em conhecer as novidades de 679 expositores, alojados em 26 mil m2. O ciclo de palestras sob o tema principal “Gás Natural: A Energia do Século XXI”, reuniu cerca de 2.200 congressistas e foram apresentados 547 trabalhos técnicos nas áreas de Exploração e Produção (E&P), Abastecimento, Gás e Energia e Responsabilidade SócioAmbiental.

Química e Derivados: Rio: Calor do Rio não esfriou a intensa visitação à feira. ©QD Foto - Divulgação
Calor do Rio não esfriou a intensa visitação à feira.

A relevância da promoção sediada na capital brasileira do petróleo pode ser comprovada pelo aumento do interesse estrangeiro, em particular na presença de pavilhões institucionais do Reino Unido, Noruega, Canadá, Dinamarca, Estados Unidos, Itália e Holanda.

Depois do bom desempenho e do grande público testemunhado em 2004, as expectativas dos organizadores já se mantêm altas para 2006, quando um pavilhão adicional deverá ser ocupado, totalizando cinco.

Química e Derivados reporta algumas das principais discussões ocorridas durante a Conferência, com destaque para petróleo, refino, gás natural e petroquímica.

As perspectivas de refino no Brasil e as tendências mundiais de mercado foram o tema da palestra aberta pelo diretor superintendente da Suzano Petroquímica Armando Guedes Coelho, ex-presidente da Petrobrás.

A situação ideal para o refinador é encontrar um perfil de mercado tão próximo quanto possível do perfil dos derivados de petróleo produzidos. É a situação de menor custo, pois a composição dos refinados seria idêntica à demanda.

Mas trata-se de uma situação ideal, pois o perfil do petróleo é quase sempre diferente do perfil de consumo, e o processo de adequação requer investimento grande. No Brasil, há algumas distorções, como no caso do diesel, cuja demanda supera a oferta. Essa distorção tem sido corrigida ao longo do tempo, mas ainda há necessidade de importação do derivado.

Química e Derivados: Rio: Regazzi esq. e Musso - resultado superou expectivas. ©QD
Regazzi esq. e Musso – resultado superou expectivas.

Outro caso que chama a atenção é o da nafta, com demanda bem acima da oferta, complementada pela importação. Já a oferta de óleo combustível é bem maior que a demanda, e isso tem se agravado. Há 20 anos, a demanda era de 25% a 30% da oferta e à medida que surgiram outras fontes de energia – gás, por exemplo – cresceram os problemas dos refinadores, pela necessidade da exportação de um produto de comercialização nem sempre fácil. “A tendência da situação nacional é de se complicar, pois são produzidos óleos cada vez mais pesados frente a uma demanda que está substituindo óleo combustível por gás”, previu Coelho.

No mundo, nos últimos 40 anos, o perfil de consumo tem variado segundo uma clara tendência de aumento relativo da demanda de frações médias e de gasolina, que se valorizam, e de diminuição do consumo das frações mais pesadas. Isso também ocorre no Brasil: percebese uma expansão do consumo de diesel frente a outros produtos, devido ao modelo de transporte adotado pelo País, o rodoviário, diferentemente do que se faz em outros países. No Brasil, 60% da carga movimentada segue por rodovias, quando em outros países esse patamar não passa de 30% a 40%.

A gasolina também apresentou uma expansão inicial em seu consumo, seguida de queda devido à ampliação do uso de álcool, mas novamente segue crescendo; a nafta, devido ao desenvolvimento da indústria petroquímica, também tem demanda aumentada.

Química e Derivados: Rio: Coelho prevê risco de importação. ©QD
Coelho prevê risco de importação.

Ainda em nível mundial, mas principalmente nos EUA, por volta da década de 40, 50% da demanda era por gasolina. Foi necessário desenvolver uma tecnologia para obter o produto a partir de diversas frações, já que não existia petróleo com essa composição. A tecnologia de crack catalítico é uma conseqüência dessa situação – os óleos disponíveis não a atendiam, os custos de refino eram cada vez mais altos e a tecnologia adequou a estrutura de produção à estrutura de consumo. “É uma tecnologia que traduz uma demanda do mercado”, disse o superintendente da Suzano.

No Brasil, no entanto, há demanda desproporcional pelo diesel, e esse perfil particular ainda não encontrou tecnologia análoga ao cracking. Há vários processos para aumentar a produção de diesel, mas nenhum deles desenvolvido especificamente para esse propósito. O mundo enfrenta problema semelhante: cresce a demanda por produtos mais leves sem tecnologia específica de produção.

Comparando os modais de transporte no Brasil e nos Estados Unidos, 61% aqui é rodoviário, contra 26% lá; no sistema ferroviário também há diferença brutal. à medida que crescem as distâncias, o custo de transporte no sistema dutoviário oferece um ganho de escala muito maior que os outros modais, mas a malha brasileira de dutos – em que a Petrobrás só agora está investindo pesado, pois a concorrência foi aberta – ainda se concentra na costa, e praticamente não há ramificações para o interior.

A entrada do gás boliviano no mercado brasileiro pode forjar a interligação de sistemas duto-viários com o Norte e o Nordeste brasileiros, segundo Coelho, pois os combustíveis líquidos são tradables e podem ser vendidos em qualquer mercado, ao passo que o gás exige desenvolvimento prévio do mercado. Sem uma rede de distribuição, não há como investir na produção.

Medidas para corrigir as distorções incluiriam ações sobre o perfil de produção e de demanda, por meio de uma política nacional, tornando mais eficiente e barato o abastecimento do País; o aumento do investimento nas refinarias; o estímulo ao desenvolvimento tecnológico que otimize a produção de diesel; a criação de incentivos para as empresas envolvidas em exploração de petróleo em áreas de ocorrência de leves (campos que produzissem condensados e frações na ordem de 200 mil a 300 mil barris diários resolveriam vários problemas do País, diesel e petroquímica inclusos, segundo Coelho); e o desestímulo do crescimento do consumo de diesel usando política de preços de longo prazo, posto que o preço do diesel no Brasil é muito menor que o preço em outros mercados que não privilegiam o modal rodoviário. Nestes, o preço do diesel nunca é 25% menor que o da gasolina. No Brasil é a metade, e Coelho considera ideal o preço ao redor de 85% do preço da gasolina.

Química e Derivados: Rio: Consumo de derivados poderia crescer 2,4% ao ano, diz Costa. ©QD
Consumo de derivados poderia crescer 2,4% ao ano, diz Costa.

Petroquímica – A expectativa de duplicação da petroquímica brasileira nos próximos 10 anos contrasta com a previsão de que pouco avançará a produção local de nafta até 2012. Portanto, será necessário aumentar a importação, com risco de as compras no exterior até quadruplicarem. E nesse panorama, Coelho afirma ser pouco provável que as indústrias façam investimentos baseados em elevada importação de matériaprima.

Ele aponta algumas saídas. A Rio Polímeros, primeiro projeto brasileiro que dispensa a nafta, seria uma delas, embora a produção de gás natural seja limitada. É pouco provável que a produção de gás atenda as necessidades futuras da petroquímica. Além disso, quando se processa o gás (etano), a conversão em eteno é próxima a 80%, mas se faz pouco propeno, e ainda são necessários alguns aromáticos (benzeno, tolueno e xileno), que podem ser produzidos nas refinarias por reforma catalítica.

A escassez de propeno, segundo Coelho, é um problema mundial, por que a maior parte das novas capacidades de eteno consomem gás. Os novos projetos, por exemplo, na Venezuela e Bolívia, também usarão gás natural. Outra origem possível para o propeno, que começa a ser explorada no Brasil mas já é mais popular ao redor do mundo, são as refinarias. Quando se produz gasolina, os crakers catalíticos originam coprodutos mais leves, uma fração gasosa contendo propeno, propano, butano e buteno, em parte vendida como GLP, já que a sua demanda no País também é alta e exige importação. Um dos caminhos seria fracionar esse propeno para que ele tivesse uma utilização mais nobre na petroquímica, em valor agregado e destino.

Essa saída, porém, é limitada. Coelho avalia entre 400 mil e 500 mil toneladas o propeno não utilizado nas refinarias da Petrobrás. Mas, como a escassez é um problema mundial, é provável que se desenvolva uma tecnologia para específica para essa olefina. Algumas dessas tentativas incluem a mudança dos catalisadores usados no craqueamento, para aumentar a conversão em propeno acima dos atuais 5%, mas nenhum avanço expressivo foi até agora alcançado. A alternativa mais avançada, ainda em testes, é o deep catalytic cracker, um tipo de crack catalítico mais profundo, que produz maior volume de propeno.

Seguiu-se à apresentação de Armando Guedes Coelho a explanção de Paulo Roberto Costa, diretor de abastecimento da Petrobrás.

Contando com uma posição de abertura de mercado bastante recente, o País iniciou a sua flexibilização por tipo de produto. Começou com solventes e lubrificantes, em 1997; GLP e querosene de aviação (QAV), em 98; óleo combustível, em 99; nafta, em 2000; e gasolina e diesel, em 2002. Desde então, verifica-se que o grande consumo de derivados recai sobre o diesel (principal) e QAV. A perspectiva de crescimento de consumo que a Petrobrás vislumbra entre 2003 e 2010 seria de 2,4% ao ano. Em 2004, no primeiro semestre, com a recuperação da economia nacional, o aumento foi de 3%. E, mantida a boa fase, a previsão de 2,4% ao ano pode ser superada, indicando para 2010 uma demanda de derivados na faixa de 2 milhões de barris por dia.

A demanda por gasolina cresceu 1,1% no período, pois tem concorrentes (principalmente gás natural é álcool); QAV e diesel cresceram 2,3%. O GNV (gás natural veicular) fechou 2003 com 3,6 milhões de m3/dia, e a demanda já está acima de 4 milhões, com previsão para 2010 de 14 milhões de m3/dia para veículos leves (ciclo Otto) e pesados (ciclo Diesel).

A capacidade instalada de refino da Petrobrás é de cerca de 2 milhões de barris por dia no País, mas também possui refinarias na Bolívia e na Argentina, somando um total de 2,1 milhões de barris de capacidade de refino. A última refinaria posta em operação foi a do Vale do Paraíba (Revap), no início da década de 80. Desde então, têm ocorrido diversos revamps nas refinarias, responsáveis pelos aumentos de capacidade nesses 24 anos.

Química e Derivados: Rio: Dilma - apagão foi previsto, mas faltou investimento. ©QD
Dilma – apagão foi previsto, mas faltou investimento.

Hora do gás – Para falar da estruturação do mercado de gás no Brasil, foi convidada a Ministra das Minas e Energia, Dilma Rousseff, que iniciou a palestra abordando a crescente convergência entre os mercados de eletricidade e de gás em todo o mundo, onde predominam mercados com fornecimento de energia térmica, ao contrário do Brasil, onde prevalece a hídrica.

A matriz energética brasileira é atípica, devido também à disponibilidade de biomassa. “Essa especificidade representa vantagens competitivas que não podem ser ignoradas”, disse Dilma.

O novo modelo para o setor elétrico propõe uma integração otimizada hidrotérmica que possa usufruir de algumas vantagens do sistema hídrico.

As características singulares do sistema brasileiro (interdependência entre os rios, coordenação das bacias hidrográficas, e a integração entre as bacias e os sistemas sub-regionais) permitem que bacias úmidas transfiram água para as bacias secas em busca do ponto ótimo de operação. O conceito permite uma complementação térmica que aumente a previsibilidade do sistema. As térmicas não são o único elemento utilizado para esse fim (um dos principais deles é a água estocada nos grandes reservatórios) e funcionariam como reservatórios virtuais, ou reais, mantendo de fato níveis de reservatório. Os ganhos sinérgicos dessa integração poderiam chegar a 20% da energia disponível.

O sistema hidrelétrico tem baixo custo operacional e abundante oferta de energia na maior parte do tempo, mas em pequena parte isso não ocorre e, por esse motivo, as térmicas “sempre foram encaradas como uma possibilidade de tornar o sistema hídrico mais seguro”.

Ao contrário do mercado de energia baseado em térmicas, o mercado hídrico brasileiro é previsível, pois opera com um conjunto de modelos em que é avaliada a probabilidade de falta de água. Instaladas aqui, as térmicas seriam acionadas em ocasiões de necessidade de maior despacho de energia, mas não durante todos os dias do ano, em anos sistemáticos. “Mas elas ficariam à disposição do sistema, durante o tempo ocioso. E, obviamente, isso não é econômico para o setor elétrico nem para o setor de gás.

Já se constatou que haverá uma crescente participação de capacidade termelétrica a gás na expansão do parque gerador brasileiro. Entretanto, a oferta hidrelétrica no horizonte de médio prazo continuará crescente e majoritária, e o sistema hidro-térmico brasileiro apresenta ótimos níveis de armazenamento durante a maior parte do tempo e adequados níveis de previsibilidade das afluências de águas. Por isso, a Ministra vê a necessidade de um modelo baseado na flexibilidade e na integração desses dois mercados, de modo a assegurar a possibilidade de que o gás colocado à disposição tenha dois tipos de contrato: um firme e outro interruptível. “Esse deve ser o grande desafio: como o setor elétrico pode dar suporte para a expansão do mercado de gás, que ainda é frágil? Há restrições de oferta tanto do combustível quanto da capacidade”, afirmou Dilma.

O modelo previsivo brasileiro permite aproximações bastante razoáveis do consumo de energia, e portanto, é possível vender o gás fora do período em que ele é usado com um grau de confiança bastante rigoroso (o setor trabalha com margem de erro de 5%). Para quem ainda tem medo dos apagões, Dilma Roussef disse que o racionamento não ocorreu por falta de previsão, nem por problemas de seca, pois o sistema está dimensionado para enfrentar secas, mas pelo atraso no cronograma de obras e a falta de investimento combinado à seca severa.

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.

Química e Derivados: Rio: Magda sugere campos maduros para portfólio de pequenos petroleiros. ©QD
Magda sugere campos maduros para portfólio de pequenos petroleiros.

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.

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.

Química e Derivados: Rio: Arrecadação cresceu 35% após inicio da operação, diz cunha. ©QD
Arrecadação cresceu 35% após inicio da operação, diz cunha.

Dois outros palestrantes complementaram a participação de Magda Chambriard expondo experiências de produção em áreas maduras. Júlio César Moreira, diretor-executivo da Encana Brasil, apresentou a companhia que opera há três anos no País, com 90% dos ativos na América do Norte. A Encana é uma grande companhia de gás na América do Norte, e no segundo trimestre de 2004, teve um volume de vendas superior a três bcf/dia (bilhões de pés cúbicos), o maior do trimestre, à frente de BP e Exxon. O gás natural corresponde a 77% das vendas da companhia.

A empresa opera (com 46% de participação) um grande projeto no Mar do Norte, em uma bacia já considerada madura, com reserva de 1,4 bilhões de barris de petróleo, além de campos no Oeste do Canadá, nas Montanhas Rochosas, nos EUA e Equador. No Brasil, opera o projeto B17 que, por enquanto, conta apenas com um poço, perfurado em 2004. O segundo deve ser perfurado em dezembro, e os resultados decidirão a perfuração de um terceiro, no segundo semestre de 2005.

Outro projeto, o Waver, está localizado a 800 km cidade de Calgary, no Canadá, e tem área total de 750 km2. A predecessora da Encana opera o campo desde 1964, onde já foram perfurados 942 poços. Ao longo do plano de perfuração do campo, a empresa partiu de custos de US$ 3.500 por metro perfurado (poços com seção de 500 m) e chegou a US$ 500 por metro (para seções de até 3.700 m), após algum tempo de operação e ajustes no programa de perfuração que resultaram no alongamento da vida útil do campo e no aumento da produção. “ A experiência em Waver mostrou que é possível manter o campo produtivo de forma rentável por até 75 anos”, afirmou Moreira.

Rafael Cunha, diretor administrativo e financeiro da Petro-Recôncavo, empresa com experiência de quase cinco anos na operação de campos maduros terrestres na Bacia do Recôncavo Baiano, encerrou o tema.

Empresa brasileira fundada em 1999, com sede em Mata de São João-BA, ela assumiu a operação em campos em fase primária de produção, com decréscimo acentuado de investimento em novos projetos – à época da aquisição de alguns campos o barril de petróleo ainda era cotado a US$ 12 – face à difícil viabilidade econômica. Nos doze campos assumidos, cerca de 600 poços estavam fora de operação, e apenas 170 em produção ativa, mas com infra-estrura antiga e carentes de investimento, já que haviam operado por quase 50 anos. O comportamento da produção era declinante, com baixo aproveitamento do gás natural.

Química e Derivados: Rio: Moreira - produção pode chegar até 75 anos. ©QD
Moreira – produção pode chegar até 75 anos.

Além desses percalços, a empresa precisou enfrentar a dificuldade em dispor de equipamentos e serviços, prioritariamente oferecidos à Petrobrás, e a falta de intimidade dos fornecedores com projetos de escala muito menor que os da estatal.

A produção média da Petro-Recôncavo é da ordem de 12 barris de petróleo por poço, e mesmo com a alta do insumo é muito difícil, segundo Cunha, viabilizar a produção. Projetos que aumentem a produção em 100 barris por dia são considerados excelentes, mas um projeto de 15 barris ainda é viável. O compromisso contratual de investimento assumido com a Petrobrás era de US$ 4 milhões, mas já foram aplicados US$ 13 milhões e o número cresce rapidamente, já que foram perfurados 6 poços e mais quinze deverão ser abertos até o fim de 2005. Quando assumiram, 197 poços estavam ativos (incluindo poços injetores de água) e hoje são 334 em operação, que conseguiram reverter a tendência de declínio. A produção de óleo no início da operação era de 2.381 barris por dia, e a produção seria de 1.400 hoje, considerando a curva de declínio, mas são extraídos 3.300 barris por dia (aumento de quase 40% em relação ao início do contrato e de 140% considerando-se o declínio natural da produção). No gás, o aumento foi de 56% em relação ao início do contrato, e de quase 280% em relação à produção esperada. A empresa emprega diretamente 73 pessoas, os trabalhadores terceirizados chegam a 210, e o número de empregos indiretos é estimado em 500 (representados em grande parte por mão-de-obra local). “Esse tipo de iniciativa contribui muito para a geração local de renda, empregos, impostos e royalties. Atuamos em mais de dez municípios, e em um deles a arrecadação de impostos aumentou mais de 35% após a entrada da Petro-Recôncavo”, disse.

Química e Derivados: Rio: Estrella, da Petrobras, deu o toque final na Rio Oil. ©QD
Estrella, da Petrobras, deu o toque final na Rio Oil.

Visão estratégica – A Rio Oil & Gas 2004 se encerrou com a palestra de Guilherme Estrella, diretor de abastecimento da Petrobrás. A estatal brasileira do Petróleo reviu em 2004 seu plano estratégico, definindo uma visão até 2015, e um plano detalhado de negócios até 2010. A chamada visão 2015 resgatou o conceito de empresa integrada de energia: além de almejar a liderança nos mercados de petróleo e gás na América Latina, a Petrobrás considera pilares a expansão seletiva na petroquímica e a atuação nos mercados de energias renováveis. O plano de investimentos prevê aplicar US$ 46,1 bilhões de dólares gastos entre 2004 e 2010 (86% dos investimentos totais da companhia) no País, e US$ 7,5 bilhões no exterior, no mesmo período.

A área de E&P, assim como no resto do mundo, contará com o maior orçamento da companhia, US$ 38,1 bilhões, e os segmentos a jusante somam US$ 12,3 bilhões de dólares, dos quais US$ 1,1 bilhão para projetos petroquímicos e US$ 2,2 bilhões para transporte marítimo e dutoviário.

Reforçada pelo preço do petróleo, a geração de caixa vai bancar a maior parte dos investimentos programados (70%). O restante, US$ 16 bilhões, deverá ser captado nas fontes convencionais de financiamento, project financing e emissão de ações (vinculada a efetivação de projetos de aquisição). “Desde 2003, a empresa tem conseguido taxas de juros em financiamentos internacionais bastante atrativas e prazos muito convenientes, não só pela sua atuação, mas também pela melhora dos índices internacionais brasileiros”, disse Estrella.

A área de E&P, responsável por investimentos de US$ 26,2 bilhões no Brasil até 2010, tem como meta o fortalecimento da exploração em águas profundas e ultraprofundas, especialidade da companhia. A atuação em áreas terrestres e águas rasas, no entanto, tem o foco em rentabilidade. “Não apenas pela sua tradição em gerir e produzir petróleo em campos maduros, a empresa confirmou essa disposição no plano estratégico e tem obtido resultados muito expressivos em campos terrestres. Considerando o estágio adiantado em que se encontram, essas áreas aumentaram sua produção significativamente”, afirmou o diretor. A empresa também retomou diversas áreas pequenas onde a baixa dos preços no final da década de 90 havia tornando a produção pouco interessante economicamente, contribuindo para ampliar a produção terrestre.

Outra diretiva aponta para o esforço exploratório em novas fronteiras, mirando a garantia de uma relação entre reservas e produção sustentável. É prevista a entrada de 17 projetos de produção de óleo e gás até 2008, sustentando um crescimento de 5,9% ao ano, e o alcance do antigo sonho da autosuficiência em 2006, embora a empresa sustente o firme desejo de antecipar essa meta para fins de 2005.

As reservas de óleo equivalente chegaram a 12,6 bilhões de barris ao final de 2003, e se somadas aos quase 8,5 bilhões de barris já produzidos até o final daquele ano, totalizam 21 bilhões de barris de reservas comprovadas (84% de óleo condensado e 16% de gás), 58% delas ainda não desenvolvidas.

A Petrobrás opera mais de 25 grandes projetos de E&P ao redor do mundo, na condução das atividades ou como parceira. O campo de Marlim Sul (onde a plataforma P51 começa a produção em 2008), considerado gigante, é um dos principais locais de produção, ao lado do campo de Roncador (em 2007 entram em funcionamento a P52 e a P54 e, após 2008, a P55), ambos contendo óleos leves. No mercado de gás, os campos de Peroá e Cangoá, com capacidade para 4 milhões de m3 por dia, deverão entrar em operação no início de 2005, contribuindo decisivamente para o abastecimento de gás no mercado nacional por meio de conexões com as malhas de gasodutos do Sudeste e Nordeste.

Diferente de alguns anos atrás, quando se concentrava na produção de óleos pesados na Bacia de Campos, as perspectivas da Petrobrás após as descobertas de 2002 e 2003 precisam contemplar um enriquecimento do portfólio de projetos. Há novas províncias exploratórias, embora a Bacia de Campos ainda encerre 79% das reservas provadas e 81% da produção (15% dos 276 campos de produção). “É uma diversificação de portfólio muito interessante para a companhia”, afirmou Estrella. Entre as principais descobertas da empresa, figuram o campo de Piranema, na bacia de Sergipe/Alagoas, que deverá produzir entre 10 mil e 20 mil barris de óleo leve de excelente qualidade por dia; o campo de gás em Santos, a primeira descoberta de gás não-associado a petróleo no Brasil; e as descobertas no Espírito Santo, que elevarão a produção corrente do Estado, de 40 mil bdp (barris de petróleo por dia), para 400 mil bpd ao fim da década, o segundo lugar no País, atrás apenas do Rio de Janeiro. Na sexta rodada de leilões da ANP, a empresa adquiriu 107 blocos exploratórios, 55 com 100% de participação e 52 em parceria.

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