Ainda que com uma participação ainda pequena na produção total de petróleo e gás natural, que alcançou em outubro a marca de 3.605.834 barris de óleo equivalente por dia (boed), dos quais cerca de 95% de majors, as companhias independentes vêm escrevendo uma nova página na indústria brasileira de óleo e gás. Hoje, 55 concessionárias, entre oil companies e independentes, registram produção regular de óleo e gás, das quais 36 como operadoras. Um cenário bem distinto do existente há 20 anos. Mais ainda: as independentes não somente geram petróleo, como também empregos, tributos e desenvolvimento regional. Tivemos um recolhimento de royalties de cerca de R$ 1,5 bilhão acumulado até setembro de 2021, contribuindo com a receita do estado e municípios…e o pagamento de participação aos proprietários de aproximadamente R$ 145 milhões. O que corrobora a importância da atividade das nossas associadas para a construção de um novo ciclo de desenvolvimento regional com geração de emprego e renda decorrentes destas atividades, pontua Anabal Santos, secretário executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP).
Oil & Gas Brasil: A produção de petróleo dos operadores independentes em campos maduros subiu 300% no Rio Grande do Norte, segundo divulgou o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia (MME) no VI Fórum Onshore Potiguar (25/11). É o estado que apresentou o maior crescimento das independentes? Por quê?
Anabal Santos: Sim. Nos últimos anos, o Rio Grande do Norte tem sido o berço do renascimento da indústria onshore no Brasil, contribuindo para que a bacia Potiguar mantenha o posto de maior produtora em terra do país. Este renascimento da
indústria está atrelado ao fato de que o estado foi pioneiro com relação às primeiras transações resultantes do programa de desinvestimento da Petrobras e graças a persistência de operadores independentes, como os nossos associados, em aumentar a produção desses ativos. Polos como Riacho da Forquilha e Macau são alguns exemplos claros de melhoria de desempenho por parte dos independentes, alcançando marcas de mais de 70% de incremento na produção. No entanto para que possamos continuar contribuindo com o desenvolvimento do RN, já encaminhamos pleitos para o governo local para adequar os termos da legislação estadual para o mercado do gás, que atualmente encontra-se na Assembleia Legislativa (ALRN) do estado e o procedimento de licenciamento ambiental.
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Oil & Gas Brasil: Qual a média nacional de crescimento da produção brasileira das companhias independentes?
Anabal Santos: De acordo com dados do boletim de produção da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a produção em concessões não operadas pela Petrobras em bacias maduras saltou de 8,1 mil barris de óleo equivalentes ao dia (boe/dia) em setembro de 2019 para 70,3 mil boe/dia em setembro deste ano, o que representa um incremento de 768%. Esses campos maduros são provenientes, majoritariamente, do Plano de Desinvestimento da Petrobras e vêm sendo adquiridos pelas operadoras independentes associadas à ABPIP, que têm contribuído significativamente para esse cenário de aumento de produção e investimentos no setor de petróleo e gás brasileiro.
Oil & Gas Brasil: Qual a média de crescimento da produção das independentes na bacia de Campos?
Anabal Santos: O processo de desinvestimento da Petrobras começou mais tarde na bacia de Campos e, nesse cenário, os
associados que operam nessa bacia tiveram uma evolução de 27 mil boe/dia em setembro/2019 para cerca de 38 mil boe/dia em setembro deste ano.
Oil & Gas Brasil: Quais os principais números que você está trazendo para o evento de hoje, em Macaé?
Anabal Santos: Para este evento, trouxe um breve recorte das iniciativas e ações de nossas associadas que já estão em curso e que demonstra os esforços e investimentos que estão empreendendo para, como sucessores da Petrobras nesses campos maduros e detentores do conhecimento técnico adequado para operar esses ativos, aumentar o volume de produção de petróleo e gás natural e estender a vida útil desses campos. Alguns exemplos são:
• A Perenco assumiu em outubro de 2019 a operação do Polo Pargo em águas rasas da bacia de Campos. A empresa atingiu em outubro/2021 a produção média de cerca de 6.470 boe/dia, o que representa alta de 131% quando assumiu a operação, e prevê investimentos da ordem de quase U$ 400 milhões de dólares;
• A PetroRio é operadora dos campos de Frade, Polvo, Tubarão Martelo e Wahoo, localizados na bacia de Campos. A produção total da companhia teve um aumento de 33% no segundo trimestre de 2021, quando comparado ao mesmo período de 2020, atingindo mais de 30 mil boe/d.;
• A 3R Petroleum recentemente chegou aos grandes projetos de produção offshore, com a aquisição do campo de Papa-Terra, em águas profundas da bacia de Campos;
• A BW Energy adquiriu o campo de maromba em 2019, que está localizado em águas rasas da bacia de Campos. O projeto de desenvolvimento de Maromba terá oito poços e o plano apresentado pela empresa prevê investimentos estimados em US$ 716 milhões, com primeiro óleo previsto para 2024.
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Oil & Gas Brasil: A ANP prevê investimento na ordem de U$ 30 bilhões nos próximos anos (2021 a 2025) decorrentes dos efeitos do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), dos quais cerca de U$ 19 bilhões serão direcionados à bacia de Campos, onde há 24 campos localizados que poderão ser incluídos no Programa de Desinvestimentos da Petrobras, além daqueles que já foram desinvestidos e/ou estão em fase final de desinvestimento, como no caso de Albacora e Albacora Leste. Qual você acredita que será a participação das independentes nesses investimentos projetados pelo Promar nessa bacia?
Anabal Santos: Uma vez que os objetivos do Promar sejam atingidos e na medida que o programa de desinvestimento da Petrobras avance, os produtores independentes serão os operadores que irão realizar boa parte destes investimentos.
Considerando os planos de desenvolvimento (PDs) apresentados no ano passado à ANP, referentes a 14 campos em águas rasas e operados por empresas independentes – BW Energy (campo de Maromba), Perenco (Polo Pargo, com três concessões) entre outros – espera-se uma injeção de R$ 10,6 bilhões de investimentos na bacia de Campos. Vale ressaltar que esse número se refere apenas às atividades consideradas obrigatórias incluídas nos respectivos planos. Se for levar em conta as atividades contingentes, que dependem do desenvolvimento dos projetos, esse valor poderá dobrar.
Além disso, em julho deste ano, a diretoria da ANP aprovou o plano de desenvolvimento conjunto dos campos de Polvo e Tubarão Martelo, na bacia de Campos, operado pela empresa PetroRio. A petroleira deve investir US$ 246,13 milhões nos ativos. Recém-chegada no ambiente offshore de exploração e produção, a 3R Petroleum adquiriu o campo de Papa-Terra, em águas profundas da bacia de Campos, por US$ 105,6 milhões, e também promete destravar investimentos nessa região.
Como resultado, as operadoras independentes buscarão proporcionar um novo ciclo de desenvolvimento regional com geração de emprego e renda decorrentes dos investimentos provenientes destas atividades de revitalização de campos marítimos na bacia de Campos.
Oil & Gas Brasil: Elas serão cruciais para mais que dobrar o fator de recuperação – dos atuais 16%, para 35%? Maior prova disso são os resultados obtidos pela Perenco (Polo Pargo – alta de 131%), PetroRio (Frade, Polvo, Tubarão Martelo e Wahoo – 33% no segundo trimestre de 2021) entre outras?
Anabal Santos: Sim. O Aumento de fator de recuperação (FR) dos reservatórios pode alcançar marcas históricas e altos índices de produção. Considerando cálculos da ANP, a cada 1% de incremento no FR da bacia de Campos, há o destravamento de quase 1 bilhão de barris adicionais de óleo equivalente. Desse modo, segundo estimativas de especialistas, o FR da bacia de Campos poderá saltar de 16%, índice atual, para o percentual de 35%. O volume de reservas adicionais decorrente deste aumento do FR, seria maior do que todo o óleo que foi produzido na bacia até agora.
Considerando os 12 ativos mais produtivos da bacia de Campos, das 12 maiores frações recuperadas (isto é, a razão da produção acumulada pelo Volume de óleo in place), 7 foram oriundas de campos operados por independentes, conforme divulgado no boletim de produção da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Oil & Gas Brasil: A bacia de Parnaíba (50boed), e a quarta maior produtora, seguida da Potiguar (36.687 boed), quinta, Recôncavo (35.548 boed), a sexta, e daí por diante, Camamu (20.703 boed), Sergipe (7.657 boed) e Alagoas (5.328 boed), temos mais de 155 mil boed no Nordeste, região que é a segunda maior produtora do Brasil (não incluímos Barreirinha e Tucano). Embora seja um quadro histórico no país, há novidades em relação há 15 anos atrás. Quais as que você pontuaria como as mais relevantes, nas quais as independentes tiveram um papel decisivo?
Anabal Santos: Temos muitos bons exemplos pois todos os campos que os empresas independentes que passaram a ser
operadores a sua respectiva aumentou e responde rápido a chegada destas empresas. Em todas essas bacias, temos cases e os nossos associados em geral tem contribuído com esses resultados.
Oil & Gas Brasil: Segundo o secretário de Petróleo e Gás do MME, Rafael Bastos, há 52 pedidos à ANP de redução de royalties para até 5% por empresas de pequeno porte, o que vai implicar em recursos adicionais para aumentar a vida útil pelo fator de recuperação dos campos produtores, manutenção da indústria de bens e serviços e empregos locais. Qual a expectativa da ABPIP em relação a essas solicitações: devem ser atendidas até meados de 2022? Quanto isso pode representar em recursos adicionais para esses investimentos?
Anabal Santos: Torcemos para que sejam analisados e os percentuais sejam revistos o mais breve possível, mas, infelizmente, muito provavelmente a ANP não conseguirá analisar todos no ano de 2022.
A Agência optou em fazer análise caso a caso a partir da solicitação o operador, o que significa que cada um destes processos precisará ser aprovado individualmente pela Diretoria. Infelizmente a ANP não acolheu as contribuições na consulta publica para simplificar esse procedimento. É necessário maior simplificação para que tenhamos maior celeridade nos procedimentos de implementação destas medidas.
Desse modo, o excessivo tempo de conclusão do processo contribui não apenas para aumento do risco das transações, o que sempre afeta valor, como também no mínimo gera um atraso na implementação dos planos de recuperação de produção, com prejuízos gerais, sobretudo para a arrecadação de royalties e impostos decorrentes do investimento e esperado
incremento da produção.
Oil & Gas Brasil: Qual o volume de royalties pagos pela cias independentes até setembro, mostrando quanto elas vêm agregando a economia regional? E o de participação pela produção aos proprietários de terras produtoras, no mesmo
período?
Anabal Santos: Tivemos um recolhimento de royalties de cerca de R$ 1,5 bilhão no mês de setembro de 2021, contribuindo com a receita do estado e municípios. Além disso, foi realizado o pagamento de participação aos proprietários de aproximadamente R$ 145 milhões, considerando o mesmo período, o que corrobora a importância da atividade das nossas associadas para a construção de um novo ciclo de desenvolvimento regional com geração de emprego e renda decorrentes destas atividades.
Oil & Gas Brasil: Licenciamento ambiental ainda é um dos maiores entraves? O que é preciso que seja feito para agilizar novos investimentos e o aumento da produção?
Anabal Santos: Sim. Existe uma necessidade evidente de comprometimento com a harmonização e simplificação das regras de licenciamento ambiental das atividades petrolíferas, garantindo uma maior segurança jurídica na captação de investimentos e, mantendo, obviamente, o cuidado que sempre teve com as questões que envolvem o meio ambiente.
No âmbito do programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (Reate), sob coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME), foi desenvolvido um caderno de boas práticas de licenciamento ambiental para campos terrestres que esperamos seja utilizado com um guia pelos órgãos estaduais de meio
ambiente, no licenciamento ambiental dos campos terrestres.
No âmbito do Promar, esperamos que seja da mesma forma sejam acolhidas as contribuições que encaminhamos a coordenação do Programa. Em um cenário de transição energética, os esforços conjuntos na melhoria de condições para aumentar a atratividade das áreas de exploração e produção de petróleo e gás são fundamentais para proporcionar os ganhos oferecidos pelo desenvolvimento desses projetos.
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