Se não fizer novas descobertas, Brasil deve atingir pico de produção de petróleo
em 2029, com declínio na década seguinte.

Por Raphaela Ribas

A produção de petróleo no Brasil vem crescendo e em 2029 deve atingir seu pico, com um volume médio 5,4 milhões de barris por dia, consolidando o país na lista dos dez maiores produtores e exportadores do mundo – hoje ele é o 9.º em ambos os rankings. Mas, caso não haja novas descobertas, na próxima década o Brasil pode voltar a ser um importador líquido de óleo bruto.

Hoje o país importa petróleo, mas não por insuficiência de produção local, e sim para compor o “mix” de óleos processados nas refinarias. Ao mesmo tempo, vende parte do que produz para outros países. De janeiro a maio, o Brasil exportou US$ 25,9 bilhões em óleo e importou US$ 10,5 bilhões, segundo a base de dados do Ministério do Desenvolvimento.

O cenário que se desenha para a próxima década é de voltar a importar por escassez de petróleo nacional. Seria o fim da chamada autossuficiência.

As projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicam que em 2030 a produção nacional deve cair para 5,3 milhões barris por dia. No ano seguinte, seriam 5,2 milhões e, em 2032, 4,9 milhões barris diários. As estimativas fazem parte do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2032, da EPE.

Hoje o Brasil produz em média 3,2 milhões de barris por dia, conforme dados de abril da da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). As reservas provadas – isto é, comercialmente viáveis – somam 15,89 bilhões de barris, dos quais 12,56 bilhões estão no pré-sal, segundo dados mais recentes, de 2023.

Segundo José Mauro Coelho, ex-presidente da Petrobras e presidente da Aurum Energia, indicadores do setor apontam que, se o Brasil continuar com as atuais reservas e a mesma produção, tem petróleo para mais uns 15 anos.

“O desafio é incorporar novas reservas e ir aumentando [a produção]. Se não desenvolver esse potencial, o Brasil, que é autossuficiente, pode a partir de 2030 voltar a importar”, diz Coelho, fazendo referência às potenciais novas províncias petrolíferas do país: a Margem Equatorial, no litoral norte, e a Bacia de Pelotas, na costa sul.

Margem Equatorial foi leiloada há mais de uma década e ainda aguarda licença ambiental

A Bacia de Pelotas foi leiloada no 4.º ciclo da oferta permanente de concessão da ANP, realizado em dezembro. É uma das apostas para dar fôlego ao petróleo brasileiro. A maior expectativa, porém, é a Margem Equatorial, com potencial estimado de ao menos 10 bilhões de barris de petróleo recuperáveis. É pouco menos que o existente hoje no pré-sal.

Enquanto Pelotas é uma aquisição recente, os blocos para exploração da Margem aguardam licenciamento ambiental há anos. Eles foram licitados há mais de uma década. A preocupação do setor é o tempo. Projetos petrolíferos demandam investimentos vultosos e demoram para ser executados, dada a complexidade das operações, especialmente quando em alto-mar.

Por isso, governo e Petrobras correm para tentar conseguir do Ibama a licença para pesquisas na Margem Equatorial. Para além da resistência do órgão ambiental em liberar a exploração na área, surgiu agora um complicador: seus servidores aprovaram greve em pelo menos dez estados, o que ameaça atrasar ainda mais os licenciamentos.

Em entrevista ao Blog Desenvolvimento no ano passado, antes de assumir o cargo de presidente da Petrobras, Magda Chambriard já havia demonstrado a preocupação com o pico do pré-sal:

“[O campo de] Tupi já está em declínio há pelo menos dois ou três anos. Ao final do desenvolvimento [do campo] de Búzios, creio que esse pico já será ameaçado. E qual será a alternativa da Petrobras e do Brasil sem um novo play?”, questionou, emendando: “Seria extremamente decepcionante chegar ao pico do pré-sal sem alternativa de compensação”.

Em sua primeira entrevista como presidente da estatal, Chambriard reforçou que o esforço exploratório da empresa tem que ser mantido e acelerado: “Temos que tomar muito cuidado com a reposição das reservas, a menos que a gente queira aceitar o fato de que podemos voltar a ser importadores, o que para mim está fora de cogitação”.

A estimativa é que, se incorporar as reservas de Pelotas e da Margem Equatorial, a produção de petróleo possa dobrar a sobrevida à produção nacional em mais de 30 anos. O que, na avaliação de Coelho, da Aurum, daria tempo para fazer a transição energética para outras fontes, que já se provou ser lenta.

O argumento dele e de outros especialistas do setor de óleo e gás é que a transição não é tão rápida quanto se gostaria ou imaginava. Ou seja, ainda vai levar algumas décadas para que outras matrizes consigam absorver a demanda que hoje é suprida pelo petróleo, seja na produção de energia ou como matériaprima para produtos. Logo, defendem, se não houver expansão na exploração, a importação será o caminho.

O problema da importação, argumentam, é que o óleo custará mais caro. Há ainda um efeito dominó pelo fato de o petróleo ser insumo para várias indústrias. Na prática, comprá-lo de outros países pode encarecer desde o combustível e energia a produtos fabricados a partir dele, como plástico e derivados.

Ou, ainda, diz uma fonte, se refletir na falta de investimentos em outras áreas, como saúde e educação. Além de uma queda na produção significar menos royalties e impostos, o governo se sentiria tentado a intervir nos preços, como aconteceu em décadas passadas. Nos anos 1980, o país criou a “conta-petróleo”, um mecanismo no qual o governo compensava a Petrobras pela diferença de preço do petróleo importado.

A Gazeta do Povo entrou em contato com a Petrobras e perguntou se desde a posse de Magda Chambriard houve avanço nas conversas a respeito da Margem Equatorial e como ficará a produção de petróleo no Brasil na próxima década. A companhia respondeu, em nota, que “reforça a importância da reposição de reservas e, com isso, a necessidade de exploração de novas fronteiras. Sempre tendo como valor o respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente”.

Em um artigo para o site Brasil Energia, em 2023, Magda escreveu que é preciso “estar mais preparado para enfrentar o desafio do licenciamento [ambiental] tempestivo, sob pena de condenar o Brasil à estagnação”.

“Não é crível que após 10 anos da oferta pública da Margem Equatorial e décadas de operação na Bacia de Campos, ainda haja impasses técnicos em processos de licenciamento. Ou se faz isso agora, ou esse impacto continuará colocando em risco todos os projetos de infraestrutura carentes de licenciamento federal e elevando significativamente o Custo Brasil”, apontou.

Por que o Ibama não autoriza a busca por petróleo na Margem Equatorial do Brasil

Pelotas é uma descoberta recente. Já os 142 blocos em 11 bacias na Margem Equatorial foram arrematados em 2013, na 11.ª Rodada de Licitações. O certame atraiu 71 empresas, das quais 30 adquiriram blocos, sendo 18 estrangeiras. Elas pagaram um total de R$ 2,48 bilhões de bônus de assinaturas para investimento nas seguintes bacias: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, ParáMaranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano.

A dificuldade para conseguir licença ambiental, no entanto, levou a uma debandada das empresas vencedoras. Várias desistiram dos blocos. A Petrobras continua a tentar a liberação para explorar petróleo na região, em especial na bacia da Foz do Amazonas.

A área é a mais cobiçada e sensível. É lá que se espera encontrar o maior volume de petróleo. Mas, como o nome sugere, é a mais próxima do rio e da Amazônia, onde se concentra uma riqueza de espécies raras na fauna e flora, bem como populações indígenas e ribeirinhas.

Com isso, a Margem Equatorial levou a um cabo de guerra no governo Lula, com Petrobras e ministros da área econômica de um lado e, de outro, o Ibama e a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, que não têm pressa nem interesse em permitir a perfuração da região.

Integrantes da pasta já disseram publicamente que a questão só deve ser resolvida após a COP 30, conferência do clima que será realizada no fim de 2025 em Belém do Pará – não muito distante da Foz do Amazonas.

Enquanto isso, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, fazendo pressão pelo licenciamento ambiental, chegou a afirmar que a Guiana estaria “chupando de canudinho” as riquezas do Brasil. A economia guianense é uma das que mais crescem no mundo, graças à produção de petróleo em sua costa, que tem características geológicas semelhantes às da Margem Equatorial brasileira.

Macaé – Nesta segunda-feira (13), a discussão sobre a criação de um novo polo de capacitação para profissionais do segmento offshore e o fortalecimento da indústria de óleo, gás e energia marcou um encontro estratégico entre representantes do governo e a PRIO, empresa atuante nas oportunidades geradas pela revitalização dos campos maduros.

O prefeito Welberth Rezende ressaltou o protagonismo de Macaé no cenário petrolífero nacional e a importância do diálogo contínuo com a indústria do petróleo para alinhar estratégias que impulsionem o desenvolvimento econômico e a geração de empregos na região.

“O nosso relacionamento com a indústria do petróleo nos permite acertar, cada vez mais, em projetos e discussões que ajudam a aproveitar as novas oportunidades do mercado. A qualificação profissional e a geração de empregos é a nossa prioridade”, afirmou o prefeito.

Durante a reunião, o diretor jurídico e de assuntos regulatórios da PRIO, Emiliano Gomes, apresentou a proposta de estabelecer em Macaé um polo do programa “Reação Offshore”, que oferece capacitação gratuita para profissionais do setor de energia, financiada por meio de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I).

“A nossa proposta é trazer para Macaé um polo do nosso Instituto Reação, em parceria com o município e outras instituições empresariais, com a possibilidade de instalação de laboratórios técnicos no futuro”, explicou Emiliano.

O fortalecimento da região foi destacado pelo Secretário de Desenvolvimento Econômico, Rodrigo Vianna, que ressaltou a importância das empresas do setor para qualificar a mão de obra local e aproveitar as oportunidades de emprego geradas pela cadeia offshore.

Além disso, a reunião abordou a mobilização liderada por Macaé para analisar e discutir as novas tributações para operações offshore previstas na proposta de reforma tributária em discussão no Congresso Nacional, com o intuito de alertar sobre os riscos existentes na criação de novas taxações.

É com grande entusiasmo que anunciamos a nova parceria estratégica entre a John Cockerill Brasil e a AURUM Energia . Esse acordo representa um avanço significativo em nossa busca contínua por inovação e excelência comercial e operacional. Juntas, nossas empresas utilizarão competências complementares para enfrentar os desafios do mercado atual e explorar novas oportunidades de crescimento sustentável.

José Mauro Coelho traz consigo uma vasta experiência em liderança e alta performance profissional. Com passagens pela Presidência da Petrobras e do Conselho de Administração da Pré-Sal Petróleo (PPSA), além do cargo de Secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis no Ministério de Minas e Energia. Sua trajetória profissional inclui também o cargo de Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), onde desempenhou papel fundamental na formulação de estudos de planejamento energético e de políticas públicas.

Graduado em Química Industrial, com Mestrado em Engenharia dos Materiais pelo Instituto Militar de Engenharia (IME) e Doutorado em Planejamento Energético pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), José Mauro também possui extensa experiência acadêmica, tendo publicado três livros e mais de trinta trabalhos científicos.

Nessa parceria, suas responsabilidades incluem o desenvolvimento comercial da John Cockerill Brasil no setor de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis e Energia Elétrica, o acompanhamento das regulamentações vigentes e a identificação de oportunidades para aumentar a competitividade e a participação da empresa no mercado.

Esta colaboração não só amplia nossa capacidade de atender às necessidades emergentes de nossos clientes, mas também reforça nosso compromisso com o desenvolvimento tecnológico e a sustentabilidade.

Estamos confiantes de que esta parceria será um impulso para a inovação e o crescimento, representando um momento crucial para ambas as organizações e os mercados que atendemos.

Em todo o Brasil, o descomissionamento de 3.738 poços gerará R$ 51,6 bilhões em investimentos entre 2024 a 2027. Os dados estão no Anuário da Indústria do Petróleo e Gás Natural, da Findes

O descomissionamento de estruturas dedicadas à extração de óleo e gás é uma indústria gigantesca no mundo todo, principalmente nos Estados Unidos e na Europa. No Brasil, a expectativa é de que ela cresça muito nos próximos anos, com o início da desmobilização das estruturas implantadas nos anos 80 e 90, quando a indústria do petróleo de fato engrenou no país.

Em todo o Brasil, o descomissionamento de 3.738 poços gerará R$ 51,6 bilhões em investimento no período entre 2024 a 2027. Para o Estado, o descomissionamento de 375 poços gerará um aporte de R$ 1,82 bilhão. Todos estes dados e outros mais estão no 7ª edição do Anuário da Indústria do Petróleo e Gás Natural no Espírito Santo, um projeto da Federação das Indústrias do Espírito Santo. O documento será lançado, nesta segunda-feira, no Palácio Anchieta.

Os quase R$ 2 bilhões previstos para o Espírito Santo serão divididos da seguinte forma: abandono permanente (68,2%), remoção de linhas (19,6%), desmobilização de unidades de exploração de petróleo (3,6%), remoção dos demais equipamentos do sistema submarino (3,3%), arrasamento de poços (2,1%), remoção de instalações associadas às unidades de produção terrestres (1,6%) e recuperação ambiental (1,6%). Há possibilidades no mar e em terra.

É um trabalho exige legislação ambiental específica e muita tecnologia. Os componentes têm alto valor de mercado, portanto, é possível ganhar com o descomissionamento e também com a destinação final dos equipamentos e materiais que serão desmontados.  Muita gente está de olho nas boas possibilidades que serão abertas. A Vports estuda a instalação de uma linha de desmontagem em Aracruz, que seria umas das primeiras do Brasil. O objetivo é trazer equipamentos do país todo para cá. Hoje, boa parte vai para Europa e Estados Unidos.

Do ponto de vista operacional, as empresas continuam a manter escritórios e equipes operando de forma independente

A Copa Energia, empresa de engarrafamento, comercialização e distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), e ainda dona das marcas Copagaz e Liquigás, anunciou que comprou a Companhia de Transporte de Gás (CTG) e entrou no mercado de biometano. O valor da transação não foi divulgado.

Segundo a empresa, um dos principais motivos da aquisição foi posicionar a Copa no mercado de biometano ou gás natural renovável, energético obtido a partir da purificação do biogás, uma mistura de gases que têm como origem o processo natural de decomposição de resíduos orgânicos em ambientes onde não há troca de ar — a digestão anaeróbica.

Do ponto de vista operacional, as empresas continuam a manter escritórios e equipes operando de forma independente. Em entrevista ao Valor, Cleber Hamada, diretor de estratégia e novos negócios da Copa, destacou que, atualmente, a CTG se concentra exclusivamente no transporte de gás natural, tendo transportado 7 milhões de metros cúbicos por meio de caminhões em 2023. O objetivo agora é diversificar o mix energético com a inclusão do biometano.

“A Compra da CTG vai viabilizar nossa entrada neste segmento, já que as moléculas de biometano e gás natural são as mesmas, mas de origem diferente. Com isso, o processo produtivo e de transporte é o mesmo”, diz Hamada.

O transporte do energético no Brasil é feito via gasodutos e caminhões. Entretanto, o uso da malha de gasodutos é limitado e o acesso em algumas regiões ainda não é regulamentado. Já o transporte rodoviário, os consumidores reclamam de ser mais caro.

A Copa tem clientes que consomem GLP e querem migrar para um consumo mais sustentável. De acordo com o executivo, já há parcerias feitas para compra e venda da molécula sendo negociadas, mas por não ter a licença de comercialização, a empresa estava impedida de formalizar os contratos. “Com a CTG conseguiremos confirmar o interesse e fechar os contratos”, frisa.

Os principais índices de composição do custo da molécula do gás natural são o Brent, o câmbio em dólar e o IGP-M. No caso do biometano, os dois principais índices são o custo de produção e purificação da molécula e a aplicação da inflação apurada pelo IPCA. Neste comparativo, o biometano ainda tem um custo maior em relação ao gás natural, mas tem o apelo ambiental nas agendas de descarbonização das empresas consumidoras.

“Por ter uma demanda de mercado em que as empresas pagam mais caro por um produto mais limpo, o mercado cresce desta forma. E com o aumento da demanda e avanço do processo produtivo, a produção do biometano pode ficar mais barata”, explica.

Uma das dificuldades das empresas que atuam no setor é encontrar fornecedores firmes do energético. Hamada lembra que o Brasil tem grande potencial de produção do insumo pelos setores sucroenergético, produção agrícola e saneamento (aterros), mas reconhece que são poucos players com a molécula disponível. Dados da Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), mostram que a produção de biometano para autoprodução e comercialização no Brasil é de apenas 985 mil metros cúbicos por dia.

Entre os potenciais consumidores que a Copa está de olho, estão empresas que consomem óleo combustível, diesel, indústria química, papel e celulose e que tenham metas de transição de fontes fósseis para combustíveis mais limpos.

A expectativa é que de que o Terminal de Regaseificação (Regas) escoe parte da futura produção do biometano feita pelas usinas em PE

O Sindicato da Indústria do Açúcar e do Álcool de Pernambuco (Sindaçúcar-PE) e a empresa OnCorp fecharam um termo de cooperação para estimular as usinas pernambucanas a produzirem biogás e biometano. O setor tem um grande potencial para a produção do biogás que pode ser feito a partir da vinhaça, um subproduto do seu processo industrial.

A OnCorp e a Shelll estão à frente do Terminal de Regaseificão de Gás Natural Liquefeito (Regás) que está sendo construído em Suape. “A parceria com o Sindaçúcar tem a intenção de, no futuro, acelerar a produção do biometano e do biogás”,  diz o diretor executivo da OnCorp, João Mattos.

“O Sindaçúcar tem a intenção de consolidar sinergias com o mercado de gás. Em Pernambuco, existem investimentos em andamento através da Copergás, OnCorp, da própria Shell  e também das usinas que estão procurando participar deste mercado com suprimento sustentável para os polos de consumo”, explica o presidente do Sindaçúcar-PE, Renato Cunha. Ele também é presidente da Associação dos Produtores de Açúcar, Etanol e Bioenergia (NovaBio).

O biogás é a matéria-prima para se fazer o biometano, que deve obedecer as especificações da Agência Nacional de Petróleo (ANP) e pode ser injetado nas redes que distribuem gás natural. “ A OnCorp vai vender o biometano ao gás do terminal. Dentro da nossa cesta, teremos um gás verde”, comenta João Mattos. A expectativa é de que o Regás comece a operar no segundo trimestre de 2025.

Encontro sela parceria em torno do biometano

A primeira reunião sobre o assunto aconteceu na quarta-feira (03) no Palácio do Campo das Princesas e contou com a participação da governadora Raquel Lyra (PSDB), de Renato Cunha, João Mattos, de executivos da Shell que atuam no Brasil e no Reino Unido, do secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Guilherme Cavalcanti, do presidente  da Copergás, Felipe Valença, e do presidente do Porto de Suape, Márcio Guiot.

A próxima etapa é uma assinatura de um termo de cooperação entre os dirigentes do Sindaçúcar-PE e da OnCorp. A partir do próximo dia 18, serão iniciadas reuniões com executivos das usinas interessadas na iniciativa.

“É importante que o Estado conte com a participação do gás  – que tem sua origem no GNL, que é fóssil – e do gás de origem orgânica das usinas”, defende Renato Cunha.

No último dia 1º, o Grupo EQM e a ZEG Biogás, o braço empresarial de biogás e biometano da Vibra Energia (antiga BR Distribuidora) anunciaram uma parceria para produzir biometano de alta pureza em duas usinas do grupo: a Utinga, em Alagoas, e a Cucau, em Pernambuco.

Os investimentos são superiores a R$ 90 milhões. A capacidade somada de produção, apenas nesta primeira fase de implantação, é superior a 5,6 milhões de metros cúbicos de biometano anualmente.

Enquanto o Grupo EQM disponibilizará áreas para as instalações físicas das unidades e será o fornecedor toda matéria-prima necessária para a produção do biogás, a ZEG será responsável por toda a solução tecnológica para geração do biogás e pela purificação do biocombustível padrão ANP.

A ZEG também será responsável por comercializar com exclusividade todo o biometano produzido nas duas unidades aos seus clientes, sejam eles industriais ou frotistas, que busquem substituir o óleo diesel em seus veículos. A integralização do investimento será feita no curso da implantação com participação igualitária.

Assista a entrevista completa

Hoje (12/03/24) o Presidente da AURUM ENERGIA, José Mauro Coelho, participou de mais um “Sergipe Day” promovido pelo Governo do Estado de Sergipe e pela FGV Energia.

A apresentação do Presidente da Consultoria abordou o tema “Descomissionamento do Setor de Óleo & Gás e as Oportunidades para o Estado de Sergipe”.

Durante a palestra temas importantes foram tratados, tais como:

• O potencial do descomissionamento no mundo e no Brasil: serão investimentos de cerca de US$ 85 bilhões de forma global, sendo que destes, US$ 16 bilhões serão no Brasil.
• O potencial do descomissionamento no Estado de Sergipe: serão 25 plataformas fixas a serem descomissionadas nos próximos anos, com investimentos de R$ 7 bilhões até 2028.
• Oportunidades para o Estado de Sergipe: abordou-se às várias possibilidades de desenvolvimento econômico que o setor de descomissionamento pode trazer para Sergipe, gerando emprego e renda para a população local e promovendo maior arrecadação de tributos.
• Como considerações finais, foi enfatizada a necessidade do Estado de Sergipe se preparar adequadamente para capturar as oportunidades provenientes do descomissionamento das plataformas de petróleo localizadas no seu litoral.

Excelente evento com debates proveitosos e de alto nível!!

No dia 01/03/2024, o Presidente da AURUM ENERGIA, José Mauro Coelho e Guilherme Mercês estiveram na Usina Tabu, localizada em Caaporã/PB para discutir importantes Projetos para o Grupo Galactus, para o Nordeste e para o Brasil.

Além do time da AURUM ENERGIA, participaram da reunião: Alexandre Meeus, CEO do Grupo Galactus, colaboradores da Usina TABU, integrantes do Projeto TABULOG e da empresa HIDROTOPO.

A apresentação abordou, entre outros temas: cenários econômicos; o cenário do mercado de combustíveis no Brasil e no Mundo; mobilidade e transição energética; aspectos relacionados às infraestruturas de derivados de petróleo, biocombustíveis, gás natural e energia elétrica e a possibilidade de novos negócios.

Dia muito produtivo, com discussões profundas sobre o setor energético brasileiro.

No dia 5 de fevereiro, José Mauro Coelho, representando o Grupo ONCORP, proferiu palestra na Texas Christian University (TCU), localizada na Cidade de Fort Worth, Estado do Texas.

A palestra, com o título “Brazil’s Energy Overview” abordou os seguintes assuntos: o Brasil como uma superpotência energética; a matriz energética brasileira, atual e futura; a produção de petróleo no País; o setor de gás natural; refino e oferta e demanda de derivados de petróleo; o protagonismo brasileiro nos biocombustíveis; e o Programa Combustível do Futuro.

Como principais mensagens finais tivemos:

1. O Brasil é uma superpotência energética, rico em recursos naturais, possuindo uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo.
2. A produção de petróleo no País será crescente nos próximos anos, o que fará do Brasil um dos 5 maiores produtores e exportadores do produto globalmente.
3. O Brasil possui protagonismo mundial na produção e uso de biocombustíveis, utilizando-os como estratégia para a descarbonização de sua matriz de transportes.

Agradeço ao Grupo ONCORP por essa oportunidade.