Em reunião realizada ontem (4/8), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) fez deliberações sobre o setor de petróleo e gás natural, além do setor de energia de forma geral.
Entre os assuntos tratados, estiveram duas resoluções que dizem respeito à atuação da ANP: uma que trata do termo de ajustamento de conduta (TAC) de conteúdo local e outras sobre a prorrogação da fase de exploração dos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural.
Usado em mais de 130 países, o H2 poderá trazer investimentos para o Rio, como no Porto do Açu, em São João da Barra
O cenário mundial do uso do hidrogênio (H2) como energia, que prevê investimentos de US$ 500 bilhões até 2030, e o conjunto de oportunidades que o desenvolvimento dessa tecnologia representa para o Brasil e para o estado do Rio foram debatidos na segunda Websérie Novas Energias, organizada pela Firjan, em 3/8. Usado em mais de 130 países, o H2 poderá trazer investimentos para o Rio, como no Porto do Açu, em São João da Barra, que negocia a instalação de usinas no local.
“É uma oportunidade única de discutir o tema de extrema relevância para a indústria e sua competitividade internacional. União Europeia e EUA têm metas ambiciosas de redução de emissão de carbono até 2050 e vão recorrer ao hidrogênio”, analisou Giorgio Luigi Rossi, coordenador da Firjan Internacional e um dos mediadores da série “Rotas de Hidrogênio: energia do futuro e oportunidades para o Rio”.
No país, os projetos de hidrogênio verde somam US$ 22 bilhões. O Porto do Açu aposta nessa produção, utilizando água e usinas eólica e solar que devem ser instaladas na área. “Abre um leque de opções de produção de baixo carbono, também com o uso da amônia, que tem maior potencial de transporte do hidrogênio. Estamos participando desse desenvolvimento da tecnologia e do mercado”, explicou Filipe Segantine, gerente de Desenvolvimento de Negócios Sustentáveis no Porto do Açu.
“A demanda por hidrogênio verde tem a ver com a descarbonização, com o compromisso mundial de conter o crescimento da temperatura global em 1,5 grau. O H2 vai transformar o mercado de energia mundial. Até 2025, os países que representam 80% do PIB mundial terão suas estratégias de hidrogênio definidas. A Alemanha definiu que vai descarbonizar sua economia até 2050 e, para isso, precisa importar 90% de H2. Com esse objetivo, dedica recursos para fomentar a economia de hidrogênio no Brasil e em outros países. Mais de 60% das empresas alemãs com tecnologia nessa área têm subsidiárias no Brasil”, destacou Ansgar Pinkowski, gerente de Inovação e Sustentabilidade na Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha do Rio de Janeiro (AHK Rio).
“O Ministério de Minas e Energia (MME) vai lançar o Programa Nacional de Hidrogênio, produzido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e que tem sua minuta sendo avaliada pelo Conselho Nacional de Política Energética do Ministério. O H2 foi introduzido como um dos temas prioritários de pesquisa e desenvolvimento”, adiantou Luciano Basto Oliveira, consultor técnico na EPE, do MME. A nota técnica de fevereiro de 2021 da EPE já mostra o panorama desse mercado, seus desafios e oportunidades.
Para assistir a esta Websérie Novas Energias, acesse: https://youtu.be/nncpc_WmxTs
Projetos patrocinados pela companhia levam a prática esportiva a mais de 12 mil crianças, adolescentes, jovens e educadores
Além de investir no esporte de alto rendimento, patrocinando os 22 atletas do Time Petrobras, a companhia apoia projetos sociais que fazem do esporte educacional uma ferramenta de desenvolvimento e inclusão social. Nos últimos 12 meses a Petrobras alcançou cerca de 12 mil pessoas com projetos desenvolvidos nessa linha de atuação em parceria com organizações sociais nos estados do Alagoas, Mato Grosso do Sul, Paraná e Rio de Janeiro. Somados, os investimentos em projetos sociais de cunho esportivo chegam a cerca de R$ 30 milhões no período.
Os projetos esportivos de base são desenvolvidos em comunidades onde a Petrobras atua e patrocinados por meio do Programa Petrobras Socioambiental, que, além da Educação, também possui as linhas de atuação de Desenvolvimento Econômico Sustentável, Clima e Oceano. “Os projetos oferecem oportunidades e melhorias de condições de vida, promovendo o desenvolvimento de disciplina, trabalho em equipe, autoestima, inclusão e cuidados com a saúde. O esporte também é um chamariz para os projetos que, eventualmente, revelam talentos nas categorias esportivas de base”, explica a gerente de Projetos Sociais, Marcela Levigard.
Os projetos socioambientais da Petrobras geram impacto transformador por terem potencial de grande alcance em número de pessoas atendidas e biomas protegidos. A política de seleção de patrocínios prevê investimento em novos projetos e a manutenção de parcerias de longa-data, como ocorre com as instituições Luta pela Paz e Fundação Gol de Letra. Ambos atuam na linha de Educação com ênfase em Esporte Educacional e são voltados para comunidades em situação de vulnerabilidade social no entorno das operações da companhia no Rio de Janeiro.
Maré Unida
O projeto Maré Unida é uma parceria entre a Petrobras e a organização Luta pela Paz que acaba de ser renovada pela Lei de Incentivo à Cultura e ao Esporte do Rio de Janeiro, com o patrocínio de cerca de R$ 3,7 milhões. Além de fazer o atendimento direto de crianças e jovens da comunidade da Maré, o projeto capacita organizações locais que utilizam o esporte como ferramenta de desenvolvimento.
Em 2018 e 2020, o projeto Maré Unida, em parceria com a Petrobras, contou com a participação de 1674 pessoas. Nessa nova edição, até 2023 o projeto irá atender a cerca de duas mil pessoas em cinco eixos de atuação: boxe e artes marciais; atividades de educação; empregabilidade; suporte social e treinamentos.
Organizações de base comunitária do estado do Rio de Janeiro são treinadas com foco na qualificação das práticas pedagógicas dos educadores esportivos e no desenvolvimento das próprias organizações. Ao longo de dois anos as atividades do Maré Unida serão expandidas para além do Rio de Janeiro, incluindo os municípios de Duque de Caxias e Magé.
O Maré Unida já permitiu que a Luta pela Paz ampliasse sua abrangência dentro do próprio Complexo da Maré, ao capacitar as organizações Pra Elas, Escola de Lutas Fábio Florêncio, Recomeçar (hoje, Espaço Tijolinho) e Construindo um Mundo Melhor, todas atuando em territórios que a Luta pela Paz não alcança, além da organização Apadrinhe um Sorriso, localizada no Parque das Missões, em Duque de Caxias.
Caju Esporte Educação
O projeto Caju Esporte Educação é executado em parceria com a Fundação Gol de Letra, instituída em 1998 pelos ex-jogadores de futebol – Raí de Oliveira e Leonardo Nascimento, e atualmente é patrocinado com cerca de R$ 3,5 milhões pela Petrobras por meio do Programa Petrobras Socioambiental.
O projeto leva educação, esporte e formação profissional a cerca de 1.500 moradores da região do Caju no Rio de Janeiro. Com foco no esporte educacional e no conceito de educação integral, o projeto é voltado para crianças, adolescentes, jovens e adultos ofertando cursos técnicos e apoio pedagógico (leitura, escrita, informática e artes) além de esportes de diferentes modalidades olímpicas como fustal, ginástica rítimica, tênis, tênis de mesa e lutas como judô, capoeira e muay thai.
Anualmente cerca de 1.500 pessoas são contempladas com atividades de esporte, apoio educacional e formação profissional, atividades de mobilização comunitária, além da formação dos profissionais envolvidos. São três principais eixos de atuação: Esporte como ferramenta de aprendizagem e integração comunitária, educação como instrumento de transformação social e formação para o mundo do trabalho como meio de preparação para a vida em sociedade.
Em iniciativa inédita no trabalho realizado pela Fundação Gol de Letra até o momento, o Projeto Caju Esporte Educação ampliará a proposta de trabalho para o Atendimento à Primeira Infância. Em parceria com duas creches da comunidade, serão realizadas oficinas de recreação esportiva e intervenções artísticas voltadas a bebês e crianças de 0 a 6 anos. Serão beneficiadas 125 crianças por unidade a cada ano, garantindo mais suporte às famílias.
Especialistas apontam a abertura do setor de downstream, a paridade de preço internacional e a simplificação tributária como caminhos para um mercado mais competitivo e equilibrado
A necessidade de seguir a paridade de preço internacional para os derivados de petróleo, a garantia da livre competição entre os agentes, a simplificação tributária do segmento e a segurança jurídica e regulatória para conferir previsibilidade aos necessários investimentos no downstream foram debatidas no encontro “Intervenção do Estado na economia – Desdobramentos sobre os preços de derivados” do Fórum IBP de Competitividade, na quarta-feira (28/7), realizado em parceria com o jornal “Valor Econômico”.
O ex-presidente do Banco Central e sócio-fundador da Rio Bravo Investimentos, Gustavo Franco, avaliou que a competição no mercado é o ponto mais importante na questão do preço. Na sua visão, no modelo atual ela ocorre por meio da importação. “O comércio exterior é o que nos salva do monopólio. Não quisemos privatizar, então temos que ter alguma coisa que controle a companhia que não seja só a agência reguladora. O comércio exterior tem um papel importante, os agentes que participam são os concorrentes”.
O economista ressaltou que o acompanhamento dos indicadores externos e independentes é necessário para referência na formulação do preço. “A paridade internacional do preço é igualmente essencial nessa indústria”, disse Franco.
Anelise Lara, conselheira do IBP e ex-diretora da Petrobras, concorda que a concorrência se dá atualmente por meio da importação e lembrou que o Brasil é um importador líquido de derivados, principalmente de diesel, gasolina e gás de cozinha. “Importamos entre 20% e 30% desses combustíveis para atender o mercado. Então, nenhum agente vai querer importar com prejuízo. Nesse contexto, o PPI regula isso”, pontuou.
A conselheira destacou ainda três fatores importantes para a composição do preço dos combustíveis importados: o preço do derivado no mercado internacional mais próximo do Brasil, em geral no Golfo do México, o frete marítimo para trazer o produto e o custo de internalização dos derivados. “Ou seja, todo o processo é baseado numa equação transparente, que pode ser acompanhada pelo mercado”, enfatizou.
Anelise frisou ainda que a paridade de preço internacional é dinâmica tanto para a alta quanto a baixa dos preços, como ocorreu em 2020, no início da pandemia da Covid-19, com queda do valor dos derivados. “Houve queda na pandemia, a Petrobras reduziu o preço nas refinarias. Teve um momento em que chegou a valores de 2001 e 2002”, ressaltou a conselheira, afirmando que no modelo de paridade é possível transitar tranquilamente entre períodos de alta ou de baixa de preços, mas para isso em sua visão, é preciso haver transparência e coerência nas decisões.
Anelise Lara acredita que a abertura do setor de refino contribuirá para um equilíbrio maior dos preços dos derivados. “Com a abertura do mercado e novos agentes, vamos poder ter outros critérios. Sairemos de um modelo monopolista na produção para concorrência com novos players. Depende do sucesso do processo de desinvestimento [da Petrobras]”, disse.
Leonardo Linden, vice-presidente comercial da Ipiranga, afirmou que o Brasil é globalmente competitivo na produção de óleo e derivados, porém a criação de mecanismo de controle artificial de preços prejudica o setor. “Isso impacta nossa própria competitividade como produtor. Ao redor do mundo, essa prática já se provou ineficaz e cara”, disse Linden.
Para o executivo da Ipiranga, o mercado de derivados precisa de regras claras, que garantam previsibilidade, competição entre os agentes e segurança para que novos players possam investir no país. “Criar um mecanismo interno próprio causa ruptura no modelo de negócio, ineficiência no setor no médio e longo prazo, maiores custos e retração de investimentos. Isso impacta as empresas, a sociedade e a própria Petrobras”, explicou Linden.
Outro ponto importante relacionado à questão do preço, a tributação dos combustíveis, também foi destacada pelo vice-presidente comercial da Ipiranga. Para Linden, é preciso colocar foco na complexidade tributária do segmento que, segundo sua análise, abre espaço para condutas irregulares e afeta a competitividade das empresas que pagam seus impostos adequadamente.
De acordo com Linden, existem discussões importantes em andamento que podem tornar o segmento mais isonômico do ponto de vista fiscal como a unificação das alíquotas estaduais (ICMS), mas com regras de transição e a adoção da monofasia do ICMS no produtor. “São medidas possíveis para a simplificação do modelo tributário que certamente reduzem distorções e conseguem inibir a evasão”, explicou o executivo da Ipiranga. Além disso, a adoção de alíquotas de ICMS ad rem (valor fixo em reais por litro) em substituição às alíquotas ad valorem (percentual) contribuem para não potencializar os reajustes nos preços.
Segundo Adriano Pires, sócio fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), a partir dos desinvestimentos da Petrobras no refino, espera-se um mercado um pouco mais concorrencial. “Na importação, por exemplo, em muitos momentos os importadores não conseguem trazer produto por conta dos diferenciais em relação ao preço praticado internamente, quando não adotávamos a paridade”, salientou Pires.
O consultor reforça que a paridade internacional deve ser utilizada e a intervenção nos preços praticados, evitada. Mas é preciso, diz, observar também outros aspectos sensíveis do segmento que são os combustíveis utilizados por uma parcela grande da população com vulnerabilidades socioeconômicas.
“Tem que ter a paridade, concorrência e entender também o aspecto social que envolve diesel e o gás de cozinha, especialmente. O botijão de GLP tem impacto imenso no orçamento das famílias. Chegou a R$ 100 na pandemia. É complexo, mas o problema tem que ser enfrentado”, ressaltou Pires.
A terceira e última live em parceria com o Valor Econômico será realizada no dia 12 de agosto, às 9h, com o tema “Política Industrial e Conteúdo Local no Brasil”. Mais informações aqui.
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A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 01 de julho de 2021, informa o início da fase vinculante referente à venda de 100% de sua participação nas Concessões PAR-T-175_R14, PAR-T-198_R12 e PAR-T-218_R12, localizadas em terra na Bacia do Paraná.
Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.
A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.
Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio e à melhoria de alocação de capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em água profundas e ultra-profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.
Sobre as Concessões
As Concessões PAR-T-198_R12 e PAR-T-218_R12, localizadas no extremo oeste do estado de São Paulo, foram adquiridas na 12ª Rodada de Licitações da ANP em 2013 e estão atualmente no 1º Período Exploratório e com compromissos do Programa Exploratório Mínimo (PEM) já integralmente cumpridos. A Petrobras é operadora do campo com 100% de participação.
A Concessão PAR-T-175_R14, localizada na porção leste do Estado de Mato Grosso do Sul, foi adquirida na 14ª Rodada de Licitações da ANP em 2017 e apresenta Período Exploratório Único de 6 anos. A Petrobras é operadora do campo com 100% de participação.
Três investidores apostam no gás natural do pré-sal para gerar energia elétrica térmica a preço compatível com o das hidrelétricas. E são dos grandes: a empresa petrolífera Shell, a fabricante de equipamentos Mitsubishi Hitachi Power Systems Americas (MHPS) e o Pátria Investimentos, operador da usina térmica Marlim Azul. Nesse projeto de R$ 2,5 bilhões, em construção no município de Macaé, no norte fluminense, o “pulo do gato” está no preço do gás, utilizado como insumo, disseram os investidores.
Com operação prevista para o início de 2023, a usina será a primeira pensada para agregar valor ao gás do pré-sal. A Shell vai fornecer a matéria-prima, extraída por ela própria da Bacia de Santos, a um valor mais competitivo, porque não será atrelado ao dólar e a cotações internacionais, como fazem concorrentes. A Petrobras, por exemplo, alinha o preço de seu gás ao do produto importação. Na prática, seus clientes compram o produto brasileiro a preço do importado.
Gás natural atrai grandes empresas para investir em térmicas
“Baixamos o preço (do megawatt-hora, MWh) e vamos ser chamados sempre. Nossa energia é mais barata do que a de hidrelétricas, e a previsão é despachar mais de 80% (da capacidade)”, disse Bruno Chevalier, presidente da Marlim Azul.
Quando pronta, a usina terá capacidade para gerar 565 megawatt (MW), o suficiente para abastecer uma cidade de 2,5 milhões de habitantes. Metade da construção foi concluída, e os principais equipamentos já estão no Brasil. Uma nova unidade pode ser instalada no mesmo terreno. Mas, para isso, o projeto deve ser contratado em novo leilão, o que dificilmente vai acontecer ainda neste ano.
Marlim Azul, assim como outras térmicas planejadas para Macaé, surgiu do empresário Hugo Crespo, do Grupo Vale Azul. A estratégia do GVA é desenvolver projetos de infraestrutura que superam sua capacidade de investimento. Assim, ele se associa a parceiros de grande porte e, quando o projeto está maduro e na fase de decisão de investimento, o grupo vende sua participação. O GVA começou a desenvolver térmicas e licenciá-las em 2008.
Além das térmicas do GVA e de Marlim Azul, o Estado do Rio de Janeiro já licenciou usinas da EDF, Eneva, MHPS e GPE.
O projeto GEF Biogás Brasil anunciou as oito propostas ganhadoras de um edital de seleção de plantas de biogás no sul do Brasil. O edital oferece um investimento total de cerca de 4 milhões de reais para a otimização da infraestrutura e das operações das propostas selecionadas. O edital também vincula as plantas de biogás escolhidas ao Projeto GEF Biogás Brasil como unidades de demonstração (UDs), apresentando ao mercado brasileiro cases de sucesso que podem ser replicados em todo o país.
O investimento é destinado à compra de equipamentos ou serviços de maior robustez que promovam ganhos de eficiência e segurança. As obras de otimização têm o objetivo de transformar as plantas de biogás selecionadas em modelos de sucesso e inovação implementados em situação real, com viabilidade técnica e econômica.
O projeto GEF Biogás Brasil é liderado pelo Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovações (MCTI), financiado pelo Fundo Global para o Meio Ambiente (GEF), implementado pela Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial (UNIDO) e executado pelo Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBiogás).
“Queremos garantir que o mercado brasileiro conte com plantas de biogás que sirvam como exemplos de operações bem-sucedidas, sustentáveis e rentáveis”, explica o secretário de Empreendedorismo e Inovação do MCTI, Paulo Alvim.
“Nosso objetivo é entregar ao mercado plantas de biogás com modelos de negócio inovadores e replicáveis em circunstâncias variadas”, esclarece o coordenador adjunto de Inovação em Tecnologias Setoriais do MCTI, Gustavo Ramos.
O edital de seleção de unidades de demonstração é regido pela UNIDO de forma independente, e os recursos para investimento são oriundos do GEF, que é um mecanismo multilateral de cofinanciamento que apoia projetos em países em desenvolvimento.
Projetos aprovados – A seleção contemplou empreendimentos localizados na Região sul do Brasil voltados para o uso de resíduos orgânicos agrícolas, agropecuários, agroindustriais ou oriundos da distribuição e/ou do armazenamento de gêneros agrícolas. Conheça as oito propostas selecionadas pelo edital de unidades de demonstração do projeto GEF Biogás Brasil:
Critérios gerais do edital – Segundo o diretor presidente do CIBiogás, Rafael González, o edital de seleção de unidades de demonstração atende a demandas importantes do setor de biogás.
“O Projeto GEF Biogás Brasil realizou estudos de mercado para identificar algumas necessidades de inovação em tecnologias e modelos de negócios que permitam ser replicados no país”, explica González. “Desta forma, o edital atende às demandas de mercado, garantindo acesso a recursos e mais investimentos no setor de biogás. A expectativa é que tenhamos exemplos de sucesso para o avanço de unidades produtoras de biogás e biometano no Brasil”.
O edital foi lançado no início de março deste ano, e propostas foram encaminhadas por interessados ao projeto GEF Biogás Brasil até o final de abril. As propostas foram avaliadas por um comitê técnico que levou em consideração o impacto social, ambiental, econômico, financeiro e técnico de cada proposta candidata.
Além disso, o comitê também fez visitas técnicas às plantas de biogás pré-selecionadas após uma análise preliminar. Durante as visitas presenciais, foram avaliadas a viabilidade, replicabilidade, inovação técnica e capacidade de melhoria das plantas de biogás.
“Verificamos arranjos interessantes e muito diferentes entre si. Há um potencial imenso de otimização dos processos envolvidos, tornando essas plantas mais robustas e eficientes”, explica a especialista em tecnologias de biogás e consultora da UNIDO em parceria com o CIBiogás, Natalí Nunes. “Além disso, devemos valorizar as boas práticas para servirem como referência para o setor no Brasil”, diz Natalí.
As Unidades de Demonstração serão concluídas em até seis meses. O acompanhamento técnico e financeiro da implementação dos projetos de otimização é feito pela equipe técnica do Projeto GEF Biogás Brasil.
A ABB, empresa líder global em tecnologia que impulsiona a transformação da sociedade e da indústria para um futuro mais produtivo e sustentável, promove entre 16 e 20 de agosto uma série de webinars voltados para os segmentos de Bens de Consumo, Alimentos e Bebidas, Farma, Cuidados Pessoais e Logística. Durante essa semana, será possível acompanhar duas apresentações por dia, sempre às 9h e às 16h30, com especialistas de diferentes áreas da ABB e convidados e cases externos.
“Seguimos disseminando novas tecnologias e soluções para o mercado através de encontros virtuais. Será uma semana dedicada a palestras que mostrarão como a inovação tecnológica e novos modelos de negócios podem se transformar em aumento de produtividade, segurança e digitalização para as empresas”, ressalta Adrian Covi, gerente de robótica para Bens de Consumo e Logística da ABB Brasil.
É possível encontrar palestras de todas as diferentes áreas da ABB, incluindo a B&R, empresa adquirida pela ABB há alguns anos, desde a eletrificação, passando por robótica e automação de máquinas, até a digitalização e análise de dados, com lançamentos e tendências da empresa para a indústria.
A programação completa pode ser acessada neste LINK onde também é possível fazer a inscrição
Depois de passar pelas mais dura crise, seguida de uma pandemia que desnorteou o mundo, a indústria de óleo e gás começa a vislumbrar novos horizontes no cenário onshore brasileiro. Tanto por conta do plano de o plano de desinvestimentos da
Petrobras acelerar durante a pandemia e da oferta permanente de blocos por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como também pelo Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (Reate), lançado em 2017 pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e revisto em 2020. Tudo isso vem gerando novas perspectivas para as regiões que vinham sofrendo com o desaquecimento das atividades de E&P. “A entrada de novas operadoras no mercado traz para o mercado não somente novos investimentos, mas a possibilidade de um aumento da cadeia de fornecimento”, diz a Diretora Geral da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP), Karine Fragoso. Em relação ao REATE e outras medidas que possibilitaram a entrada de novos players e redesenho do onshore, ela afirma que é precisa ter paciência. “Precisamos de tempo para tudo ser posto em prática e colher os resultados esperados”, pondera Karine, que também é Gerente Petróleo, Gás e Naval da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan).
Oil & Gas Brasil: Desde 2018, a Petrobras já repassou o controle ou participação dela em mais de 150 ativos, onshore e offshore, alinhada com a estratégia de priorizar investimentos em projetos de alta produtividade, principalmente no pré-sal. E ainda há um portfólio de mais de 50 ativos de E&P para serem vendidos. Como você vê a evolução desse desinvestimento, que foi acelerado em plena pandemia e com bons resultados?
Karine Fragoso – A ONIP e a FIRJAN sempre pautaram sua atuação em defesa da maior abertura do mercado brasileiro de óleo e gás em toda a extensão de sua cadeia de valor. O maior número de agentes abre a oportunidade para a participação de múltiplos clientes e múltiplos fornecedores, além da concorrência criar um ambiente propicio para a realização de negócios.
Desta forma, com a concretização dos desinvestimentos, já podemos observar alguns resultados, como por exemplo a entrada de novas companhias na Bacia de Campos. A multinacional Trident Energy, com base em Macaé, arrematou 10 campos de petróleo, com previsão de R$ 5,6 bilhões em investimentos. Também com base em Macaé, a multinacional franco-britânica Perenco assumiu três campos, nos quais prevê investimentos de R$ 1,1 bilhão. E esses são apenas alguns exemplos de resultados.
Oil & Gas Brasil: A maior parte dos ativos é onshore, estando principalmente nas bacias Potiguar, Recôncavo, Espírito Santo, além de alguns campos nas bacias Tucano (BA) (4), Sergipe (2), Solimões e Ceará, cada um com um. Como você vê a recomposição do quatro de operadoras nessas bacias, com maior diversidade de players – PetroRecôncavo (adquiriu quase um terço do total), 3R Petroleum, Karavan Oil, entre outras. Quais os principais benefício, no curto prazo, que você vê nessa diversificação?
Karine Fragoso – A presença de novas operadoras enriquece o mercado e a região investida. Além dos benefícios citados acima como maior competição, ampliação de rede fornecedora e previsibilidade, também podemos citar os efeitos multiplicadores para a sociedade local. Isto é, ao dinamizarmos as atividades de exploração e produção em todo o país, seja no mercado onshore ou no offshore, impulsionamos a demanda que vem por consequência, com atividades de escoamento, tratamento, comercialização, distribuição, entre outras, que são suportadas por uma extensa cadeia produtiva.
(Foto: Divulgação)
Oil & Gas Brasil: Você acredita que isso levará a um processo de reestruturação da cadeia fornecedora de bens e serviços na área onshore? Quais os desafios e quais as vantagens competitivas já consolidadas?
Karine Fragoso – No último ano a ONIP escreveu um capítulo da cartilha Doing Business with The Brazilian Onshore
Environment do MME e destacamos exatamente esse ponto. A entrada de novas operadoras no mercado, como se deu por meio do Ciclo da Oferta Permanente, traz para o mercado não somente novos investimentos, mas a possibilidade de um aumento da cadeia de fornecimento. Isto porque as empresas Operadoras, necessitam de um grande e diversificado grupo de fornecedores. Ou seja, as empresas fornecedoras envolvidas direta e indiretamente, incluindo também àquelas de pequeno e médio porte, terão novos mercados para comercializar seus produtos, na medida em que as operadoras são exitosas em seus planos de exploração, de produção e de escoamento, de modo geral.
Oil & Gas Brasil: Dois programas foram criados para estimulara revitalização de campos maduros, sendo um deles com foco no onshore. Quais benefícios o REATE trouxe até o momento?
Karine Fragoso – O REATE trouxe o engajamento e a participação conjunta de múltiplos agentes, que estão contribuindo de forma significativa no onshore brasileiro, setor este, que por muitos anos foi deixado de lado pelos altos investimentos alocados no offshore. Essa parceria entre governo e instituições trouxe para o mercado um ambiente mais propício para negócios.
Oil & Gas Brasil: Quando da criação do REATE, foram criados subcomitês específicos para cada ponto de melhoria identificado por todo o grupo. A ONIP, que tem participado das mesas Reate, tem elencado quais as principais solicitações do grupo aos devidos órgãos reguladores que foram atendidas?
Karine Fragoso – Todos os resultados das mesas e suas solicitações estão disponíveis e elencadas no site do MME. Entre as solicitações atendidas, podemos citar: disponibilização dos dados sobre bacias terrestres brasileiras pela ANP; elaboração da Ação Regulatória da ANP, que regulamentará o enquadramento de campos e acumulações de economicidade marginal conforme Resolução CNPE 4/2020; análise jurídica da redução de royalties aos pequenos produtores; entre outros…
Oil & Gas Brasil: Você acredita que as mesas REATE ainda podem trazer ganhos ou estaria na hora de uma reformulação no modelo?
Karine Fragoso – Acredito que as mesas REATE ainda podem trazer ganhos. O Projeto é novo, começou apenas no final de 2020 e ainda tem muitas mesas pela frente. É cedo para falarmos de reformulação, estamos com uma participação grande de muitas empresas e instituições e a cada mesa, novas ideias aparecem. Precisamos de tempo para tudo ser posto em prática e colher os resultados esperados.
Oil & Gas Brasil: O REATE já completou quatro anos, já tivemos mais de um ciclo de oferta permanente e mais de 150 ativos foram negociados diretamente pela Petrobras. Você acredita que estaria na hora de ser feita uma revisão ou atualização do REATE? Quais pontos ainda credita que podem e devem ser melhorados nos próximos meses?
Karine Fragoso – O REATE é um programa em constante atualização e de escuta ativa a cadeia nacional. A criação das mesas trouxe ainda mais a aproximação dos agentes e dinamismo na resolução de problemas. O foco agora é conseguir prosseguir e encaminhar as solicitações regionais, com o intuito de trazer resultados o mais rápido possível.
Oil & Gas Brasil: O Reate visava também estimular a criação de empresas nacionais, incluindo as startups (empresas de base tecnológica) e a atração de investimentos estrangeiros. Está havendo alguma evolução nesse sentido?
Karine Fragoso – Com o crescimento do onshore nacional e suas expectativas, é natural que novos atores tenham interesse no mercado. Esse crescimento é visível com a criação de novas empresas como a EnP e a Petres Energia. A própria 3R Petroleum, que já é um grande nome, surgiu nesse último período do onshore brasileiro, avançando para o ambiente offshore, mas focada em revitalizar e recuperar Ó&G, agregando riqueza onde a expectativa estava caminhando em outra direção. Na área de atração de investimentos, já podemos ver evolução com alguns projetos sendo desenvolvidos entre Brasil e Canadá, por
exemplo.
Oil & Gas Brasil: Ao lançar o REATE, o MME previa que em dez anos a produção onshore iria dobrar de tamanho – o gás saltaria de 25 milhões de m3 para 50 milhões de m3, e o petróleo, dos 270 mil barris para mais de 500 mil barris/dia. E que os investimentos em E&P terrestre sairiam do patamar de R$ 1,6 bilhão anuais para cerca de R$ 4 bilhões por ano – somando mais de R$ 40 bilhões em novos investimentos”. Qual a sua expectativa em relação a isso? Esses números têm condições de acontecerem ou até mesmo serem superados?
Karine Fragoso – O potencial do onshore brasileiro ainda pode nos surpreender muito em termos de agregação de valor e
recuperação de óleo e gás. Não são raros, hoje, os exemplos que evidenciam essa nossa visão. Por exemplo, o caso da Potiguar E&P, que como subsidiária da PetroRecôncavo vem recuperando produção de óleo e gás no Polo de Riacho da Forquilha no Rio Grande do Norte, e já contribui com a possibilidade de redução em 35% no custo do gás no estado. Isso é transformador!
(Foto: Divulgação
