IBP e OGE reúnem especialistas para debate sobre regulação
Fórum apresentou melhores práticas internacionais em áreas como campos maduros, gás natural e refino
O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), em parceria com a OGE – Óleo. Gás. Energia. –, realizou entre os dias 10 e 11 de junho, no Rio de Janeiro, a terceira edição do O&G Regulation International Benchmark Forum. O evento debateu referências internacionais sobre o mercado de petróleo e gás com o intuito de contribuir para a melhoria do cenário de regulação e de investimentos no Brasil. Temas como descomissionamento, licenciamento, revitalização de campos e os novos mercados de gás e refino foram os destaques da programação.
De acordo com Milton Costa Filho, secretário-geral do IBP, além dos grandes investimentos no segmento upstream, especialmente na área do pré-sal, o Brasil também passa por um período de transição para a abertura do mercado de gás natural e planos robustos para a abertura do segmento downstream. “Precisamos reforçar e aperfeiçoar a estrutura regulatória dos setores de gás natural e downstream”, afirmou.
Para Claudia Rabello, CEO da OGE óleo gás energia, a regulação deve estar permanentemente em discussão. “Sempre haverá espaço para novos estudos e para a troca de experiências. Benchmark é uma boa forma para acelerar o desenvolvimento da indústria e esse fórum tem o objetivo de impulsionar a melhoria regulatória e aumentar a competitividade do país”, disse.
Em mensagem enviada aos participantes do evento, Dirceu Amorelli, diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), parabenizou a iniciativa dos organizadores de promover anualmente a aproximação entre governos e agentes econômicos para discutir o arcabouço regulatório e a aplicabilidade de referências internacionais ao cenário brasileiro e destacou o momento de crescimento da indústria de petróleo e gás brasileira. “Estima-se que nos próximos 10 anos sejam investidos mais de US$ 200 bilhões na indústria nacional de óleo e gás, com consequente geração de milhares de empregos, escreveu.
Campos maduros
No primeiro dia do fórum, Gunnar SjØgren, diretor da Norwegian Petroleum Directorate (NPD), apresentou as características de exploração de petróleo em áreas maduras na Noruega. Com geologia bastante conhecida e infraestrutura bem desenvolvida e planejada, essas áreas possibilitam novas descobertas, ainda que, provavelmente, não sejam significativas.
“É importante provar e recuperar recursos dos campos maduros antes que a infraestrutura existente seja eliminada ou desativada. Se isso não for feito, as novas descobertas podem ser pequenas demais para justificar a construção de infraestruturas separadas, e recursos que poderiam ser lucrativos permaneceriam sem serem recuperados”, explicou Gunnar.
De acordo com o especialista, recursos adicionais nas áreas ao redor de um campo planejado ou em produção podem aumentar sua lucratividade, estendendo, por exemplo, a vida útil dos campos principais para que mais recursos possam ser recuperados.
Outro aspecto importante para a revitalização de campos de petróleo na Noruega é o aumento do fator de recuperação. “Atualmente, a taxa média norueguesa de recuperação para campos de petróleo é de cerca de 47% e o objetivo é aumentar ainda mais. No entanto, as taxas de recuperação diferem muito de campo para campo, em parte porque as condições do reservatório variam e diferentes soluções técnicas são aplicadas”, salientou.
A experiência da Equinor no país nórdico aponta para a possibilidade de atingir tais taxas mais altas. Segundo Maria Clara Costa, gerente de reservatórios da Equinor, os fatores de recuperação de petróleo nos campos operados pela empresa na região conhecida como Norwegian Continental Shelf já correspondem a 52%. A expectativa é que até 2045, esse valor seja igual a 60%.
“Normalmente, as empresas acreditam que a exploração é a melhor maneira de conquistar novos recursos, mas o fator de recuperação é tão importante quanto a exploração para obtenção de resultados”, observou Maria Clara.
No Brasil, a ANP vem desenvolvendo medidas para ampliar a vida útil dos campos maduros. De acordo com Marcelo Castilho, superintendente do Desenvolvimento e Produção da agência, o crescimento da produção de petróleo no país se deve ao pré-sal, o que significa uma oportunidade para as áreas convencionais offshore e também para o onshore, cuja produção caiu, em média, 34% nos últimos cinco anos.
“Uma das medidas da ANP para a revitalização de campos maduros, especialmente, da Bacia de Campos foi o estabelecimento de regulamento específico possibilitando a redução de royalties para até 5% sobre a produção incremental resultante de novos planos de investimentos. Hoje, 241 campos (53% do total) são elegíveis à redução, e a ANP já estuda 40 desses casos”, ressaltou Castilho. “O objetivo é promover a extensão da vida útil, maximizar o fator de recuperação, aumentar a rentabilidade, criar mais empregos e renda e ampliar a atratividade dos campos maduros”, complementou.
Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, também reforçou a importância do fator de recuperação, especialmente em ativos próximos à fase de descomissionamento e reforçou que o Brasil possui 64 plataformas com mais de 25 anos e que os principais descomissionamentos atualmente tratados pela ANP estão na Bacia de Campos e no Nordeste do País. A Resolução da ANP sobre descomissionamento, aqual deverá ser publicada em outubro, foi elaborada em colaboração entre ANP, IBAMA e Marinha do Brasil e espera-se que será mais produtivo se os planos de descomissionamento submetidos pelas empresas forem analisados também de forma integrada.
Gás natural
Os recentes avanços no ambiente regulatório e a retomada dos leilões desde 2017 vão garantir grandes investimentos que, na estimativa do IBP, poderão gerar cerca de 800 mil empregos para a indústria de petróleo e gás. Nesse cenário, no segundo dia de evento, especialistas abordaram questões referentes ao novo mercado de gás natural, que é uma alternativa para que o Brasil possa se destacar na transição energética.
“Temos o gás como uma energia limpa e abundante que, além de viabilizar a transição do Brasil para uma economia de baixo carbono, também pode promover o desenvolvimento industrial do país. O potencial de oferta de gás pode produzir uma profunda transformação no setor industrial brasileiro. Com uma maior oferta de gás natural, poderemos ter um suprimento seguro e competitivo que pode contribuir ainda mais para o Brasil se tornar um destino importante de investimentos na nossa indústria”, resumiu Milton Costa Filho.
Segundo Luciana Estevão, da ANP, os dados de junho de 2018 indicam que a oferta brasileira de gás é de 92 milhões de m3 por dia, sendo que 72% é proveniente da produção nacional, 24% é importado da Bolívia e outros 4% importados do GNL. Dessa oferta, 44% é demandado pela indústria e 38% pelas térmicas.
“O Brasil está configurando um novo modelo, visando um mercado de gás natural mais diversificado e competitivo. A ANP vai continuar implementando medidas regulatórias para modernizar e promover a abertura desse mercado”, explicou Luciana.
Com base na experiência americana, Guilherme Perdigão, diretor de Desenvolvimento de Negócios da Shell, acredita que fontes energéticas como a hidroelétrica e o gás natural precisarão assumir um novo papel a partir da entrada das fontes renováveis. Algumas soluções apontadas pelo executivo é o uso dos reservatórios hidrelétricos e gás flexível específico para projetos de energia visando equilibrar o sistema. “Soluções como gás to Power podem ancorar o desenvolvimento de campos e do mercado de gás natural.”, afirmou.
Mercado de refino
No último painel do fórum, os especialistas apresentaram as perspectivas para o mercado de refino no Brasil. Atualmente, o país possui 17 refinarias, com capacidade de 2.348 mil b/d, e a Petrobras responde por 98,6% da capacidade de refino brasileira. Segundo Marcelo Cavalcanti, superintendente adjunto da Superintendência de Petróleo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Brasil é rico em petróleo bruto e pobre em derivados de petróleo.
“Essa característica do downstream brasileiro gera debates sobre a necessidade de investimentos em novas refinarias. Essa questão vem sendo amplamente discutida nos últimos anos, especialmente a partir do reposicionamento estratégico da Petrobras nos segmentos de refino, transporte e logística”, afirmou Cavalcanti. “Em 2040, o potencial do downstream brasileiro é de 21 refinarias e capacidade de 3.273 mil b/d”, finalizou.
No âmbito regulatório, Celso Braga, diretor de Planejamento de Mercado da Petrobras, destacou que a regulamentação brasileira para as áreas de refino e logística primária de petróleo e derivados é aderente a um mercado aberto com múltiplos agentes. “A fim de garantir a atratividade dos investimentos em refino no país é de suma importância preservar os atuais mecanismos de livre acesso a dutos e terminais, alegou. “Não é possível introduzir mecanismos regulatórios que limitem a liberdade de ação dos agentes”, reforçou.
Em termos comparativos, Breno Medeiros, especialista em Energia, Recursos e Industriais da Deloitte, apresentou um panorama do mercado de refino americano, que além de grande é bastante diversificado. “A capacidade de refino dos Estados Unidos é de 18,6 MMb/d e são 55 players atuando nesse mercado, que possui 135 refinarias. Os 10 maiores players são responsáveis por 67% da capacidade total americana, sendo que a principal empresa responde sozinha por 12%”, explicou.
De acordo com Medeiros, globalmente, o downstream foi o segmento que melhor performou nos últimos cinco anos, quando os preços do petróleo registraram baixas significativas.
O 3º O&G Regulation International Forum teve patrocínio da Petrobras, Equinor, Shell e Mattos Filho.