Petrobras anuncia descoberta de jazida de petróleo e gás na Amazônia
- O conhecimento das reservas brasileiras tem se ampliado de forma importante nos últimos anos, principalmente ao incorporar-se os campos das bacias offshore em águas profundas.
Assim, desde 1983, as reservas provadas nacionais quadruplicaram e atualmente o Brasil se apresenta na 16ª posição mundial, comparando-se à Argélia, com reservas pouco superiores as brasileiras.
- São recursos expressivos, mas que não habilitam ainda ao Brasil ser considerado um país de reservas colossais, pois comparando-se com os valores internacionais, ao final de 2000, as reservas provadas brasileiras de petróleo e gás natural correspondiam respectivamente a 0,8% e 0,2% das reservas do planeta (BP,2001).
Das reservas de petróleo identificadas nesta tabela, 90% ocorre em bacias offshore, sendo 80% do total em profundidades acima de 400 m. Para as reservas de gás natural, 40% estão identificadas em terra e 40% em águas mais profundas que 400 m. Quanto à sua distribuição regional, é notável que 90% das reservas provadas de petróleo estão no Rio de Janeiro, enquanto para o gás natural, o Rio de Janeiro e o Amazonas têm respectivamente 47% e 20% dos recursos (ANP, 2001).
- O conhecimento da extensão e localização das reservas brasileiras de hidrocarbonetos foi incrementado de forma significativa nos últimos anos, como decorrência da Lei do Petróleo (Lei 9.478/97), que redefiniu o papel do Estado na concessão e promoção das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
De acordo com este novo modelo institucional, foram realizadas pela ANP três rodadas de licitações para concessão de blocos para exploração de hidrocarbonetos, bem como foram regularizadas as áreas que já estavam em exploração pela Petrobras na época da promulgação da Lei do Petróleo.
- Atualmente existem 37 companhias de petróleo buscando petróleo no Brasil, trabalhando em 112 blocos, sendo que 67 deles foram disputados em licitações da ANP,
Como resultante deste novo quadro pode ser citado o maior esforço em levantamentos sísmicos e em poços exploratórios.
- Até 1997, haviam sido levantadas 1.900 mil km de linhas sísmicas no país e apenas nos quatro anos seguintes foram levantadas 3.973 mil km, provendo as concessionárias de informações vitais para a adequada locação dos poços exploratórios.
Deste tipo de poços, enquanto no biênio 97/98 se perfuraram 41 poços, nos dois anos seguintes foram perfurados 98 poços e em 2001, 79 poços. As descobertas resultantes deste esforço têm confirmado que nas bacias offshore e principalmente em águas profundas é que se encontram as reservas de maior interesse.
- Do total de 63 descobertas de óleo em bacias offshore, informadas à ANP entre março de 98 a maio de 91, 63% ocorreram em águas profundas, de 1.000 a 3.000 m, sendo que a metade foi encontrada entre 1.500 a 2.000 m de lâmina d’água.
Produção realizada e prevista:
- Nas 285 áreas concedidas pela ANP, atualmente em produção no Brasil, com cerca de 7.100 poços em terra e 800 poços no mar, operados por quatro empresas brasileiras e sete internacionais, vem sendo obtidos diariamente, em valores médios para 2001, 1.400 mil barris de petróleo e 40 milhões de m de gás natural.
Considerando a produção já realizada nos últimos anos e os planos de desenvolvimento em curso, é possível estimar, com boa segurança, a produção nos próximos anos.
- De acordo com estas previsões, em 2005 estariam sendo produzidos 1854 barris diários de petróleo e 54 milhões de m3 de gás natural. Nas condições atuais, a relação reservas/produção para o petróleo é de 17,7 anos, quando considerado o nível de produção previsto para 2005, esta relação passa a ser de 14,1 anos.
Cabe observar que o comportamento aproximadamente assintótico da curvas de produção reflete a progressiva exaustão dos campos ora em produção e a entrada de alguns novos campos, mas não considera a participação de áreas que provavelmente serão descobertas. Por outro lado, se considera a necessária redução dos atuais níveis de não aproveitamento do gás associado.
- A avaliação das condições futuras de suprimento de petróleo e principalmente e gás natural no Brasil não pode excluir a consideração das significativas reservas existentes em países vizinhos e que tem no mercado brasileiro uma de suas melhores alternativas para colocação.
O gasoduto Brasil-Bolívia representa uma ação importante nesta direção e suas perspectivas de expansão mostram o quanto esta forma de suprimento tende a crescer na matriz energética brasileira. Estima-se que, apenas nos campos já identificados, as reservas bolivianas de gás natural atenderiam a demanda de 30 milhões de m3 diários por cerca de 60 anos.
- Em outros países, como Trinidad e Tobago, Peru e Venezuela são conhecidas extensas reservas, cujo desenvolvimento e comercialização com o Brasil pode trazer amplas vantagens, a todos os países envolvidos e não apenas no plano energético.
Demanda prevista de combustíveis:
- As estimativas de demanda de combustíveis, tomadas essencialmente do estudo preparado pelo Comitê Técnico da Matriz Energética (CT3), no âmbito do Conselho Nacional de Política Energética, CNPE (MME, 2001).
As projeções da demanda de energia até 2020 foram construídas a partir de um “cenário de referência”, contemplando a tendência histórica, corrigida pelas expectativas presentes acerca do futuro e pelas políticas públicas já delineadas.
- Neste cenário foram consideradas premissas básicas e hipóteses adicionais fornecidas por órgãos governamentais ou as que representavam a melhor informação acerca do futuro disponível durante o estudo.
Como se utiliza uma estrutura de balanço contábil, oferta e demanda são por definição iguais e portanto a Oferta Interna Bruta (OIB) pode ser entendida também como Demanda Interna Bruta de energia.
- Observe-se ainda que, com o intuito de compatibilizar com os dados do Balanço Energético Nacional, adotou-se o equivalente térmico para energia elétrica (1 MWh = 0,29 tEP), fazendo com que a participação do gás natural na matriz energética não atinja os 12% esperados em 2010, pois esta metodologia superestima a participação de energia hidráulica.
Pode-se constatar que a taxa média de crescimento da demanda total prevista é de 4,4% ao ano no período 2000-2020.
- Esta taxa é compatível com a taxa média de crescimento do PIB fornecida ao Comitê pelo Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão, de 4,9% ao ano no mesmo período, a qual, em boa medida, determina a grandeza da demanda (“efeito-atividade”).
No período considerado observa-se uma redução da participação do uso da lenha e carvão vegetal e um aumento expressivo da utilização do gás natural, que no final do período passa a ser o terceiro energético em importância.
- Em 2020, embora permanecendo como a segunda principal fonte de energia, depois da eletricidade, o petróleo e seus derivados apresentam uma redução da participação na matriz energética.Geração termelétrica.
Nos próximos anos é esperado um importante incremento no uso da termeletricidade, com diretos efeitos na demanda de combustíveis. As Figuras 4 e 5 fornecem as projeções de capacidade instalada de geração de energia elétrica, para os combustíveis de interesse neste trabalho, nas centrais de serviço público e de auto-geração.
- No serviço público, atualmente as centrais térmicas representam 8,5% da capacidade total de geração e no cenário estudado, passam a mais de 18%.
Em termos de energia produzida, espera-se que estas centrais respondam por cerca de 20% da oferta de energia elétrica, gerada em grande parte a partir de gás natural.
Setor de transportes:
- Em 2000, 88,5% do consumo de energia no setor transportes era provido pelos derivados de petróleo, e o restante dividido entre o gás natural (0,6%), eletricidade (0,7%) e álcool (10,2%).
Vale ressaltar que este montante de álcool etílico inclui álcool hidratado combustível e álcool anidro, adicionado à gasolina “A” para a elaboração da gasolina automotiva “C”, neste estudo admitida com 22% de álcool anidro.
- De acordo com as projeções, no ano de 2020, este setor apresentará um crescimento absoluto de 135% em relação ao ano 2000 (4,4% ao ano) e a participação dos derivados aumentará para 92% do total demandado.
Estima-se que o gás natural também terá um incremento, representando 1,7%, a eletricidade manter-se-á praticamente constante (0,6%) e o álcool terá uma redução, passando a representar 5,7%.
- Estudo do Ipea (Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada) sobre a infraestrutura de transportes no Brasil aponta que, nos últimos 25 anos, houve forte elevação dos investimentos públicos e privados em transportes, mais de 200% entre 2003 e 2010.
O coordenador de Infraestrutura Econômica da Diretoria de Estudos e Políticas Setoriais, de Inovação, Regulação e Infraestrutura do Instituto, Carlos Campos Neto, no entanto, alerta para o fato de que é preciso considerar que, como proporção do PIB, o montante investido no setor de transportes não é significativo.
- Em 2010, isto representou cerca de um terço do total investido pelo governo federal no mesmo período, correspondendo a apenas 0,38% do PIB, bem inferior ao que foi investido pelas empresas estatais no mesmo período.
Transporte regional:
- Outro tema do estudo do Ipea foi o do Transporte Regional Sustentável: alavancas para redução das suas emissões de CO2. O técnico em Planejamento e Pesquisa Fabiano Pompermayer disse que, apesar de o setor de transporte não ser responsável por grande parte das emissões de gases do efeito estufa (GEE) no Brasil, é o mais representativo nas emissões a partir da geração de energia.
Para ele, as principais ações para reduzir as emissões de GEE no transporte regional focam-se no reequilíbrio da matriz de transporte de carga, reduzindo o uso do modal rodoviário para aumentar o ferroviário e o aquaviário, mais eficientes energeticamente. Estas ações têm a vantagem de serem, em geral, socioeconomicamente viáveis, ainda que sem considerar as reduções de GEE.
Portos:
- O técnico Jean Marlo Pepino de Paula, também do Ipea, apresentou o artigo Planejamento da Infraestrutura Brasileira: do planejado ao autorizado para os portos marítimos entre 2007 e 2011.
- Entretanto, é desejável que seu aprimoramento e amadurecimento tragam ampliação e maior detalhamento das intervenções, contemplando todas as etapas necessárias para sua implantação (estudos, projetos, licitação e construção), e a incorporação das ações relacionadas somente na LOA.
Esse aprimoramento permitiria uma melhor mensuração da quantidade de ações e dos investimentos necessários para eliminar os gargalos no setor portuário.
Reservas de Petróleo e Gás Natural
Demanda total de combustíveis:
- Baseando-se nos pressupostos anteriores, desagregado por seus principais derivados, gás natural e álcool etílico, nos centros de transformação, essencialmente geração elétrica, e nos usos finais, subdivididos nos principais setores que o compõe: transportes, industrial, comercial, residencial e outros.
No que concerne à demanda nos centros de transformação, no período compreendido entre os anos 2000 e 2020, a taxa média anual de crescimento da utilização do gás natural na geração elétrica é de 14,6%, enquanto que as taxas para o diesel e óleo combustível são de aproximadamente –2% e –0,4%, respectivamente.
De acordo com esta previsão, que a demanda total de petróleo, para os anos de 2005, 2010 e 2020 é estimada respectivamente como de 1.945, 2.300 e 3.100 mil barris por dia.
Em relação ao uso final de energia, para a elaboração das projeções, assumiram-se três hipóteses principais:
I) crescimento do consumo de gás natural em atividades do setor industrial, em substituição a óleos pesados com fim de geração de calor;
II) incrementos de eficiência energética em equipamentos de uso final, especialmente a partir da introdução de tecnologias adequadas, de equipamentos multifunções e práticas de aproveitamento integrado de energia e,
III) aumento da posse de equipamentos nas classes de menor renda do setor residencial.
Para alguns combustíveis foram consideradas as perdas na distribuição e armazenagem, o que explica as eventuais diferenças entre as somas das demandas setoriais e o total apresentado. Preferiu-se apresentar os valores em barris para facilitar a comparação com os estudos de oferta, vistos nos tópicos anteriores.
- As projeções acima foram desenvolvidas com base em um cenário de referência, assumindo taxas de crescimento do PIB que podem eventualmente não mais condizer com a realidade, em virtude dos acontecimentos recentes.
Na verdade, um dos principais focos de incerteza do estudo reside justamente nas premissas macroeconômicas (expressas nas taxas de crescimento do PIB), haja visto a instabilidade a que estão sujeitas as previsões de crescimento econômico, por conta dos eventos domésticos e externos e sua grande influência, em geral o principal determinante, nas projeções da matriz energética.
- A comparação com outros estudos é uma forma de avaliar, indiretamente, as incertezas associadas esta previsão. Entretanto, devem ser observadas a priori as condições de contorno adotadas a cada caso.
Comparam-se as premissas básicas do cenário de referência adotadas pelo Comitê Técnico da Matriz Energética (CT3) com aquelas World Energy Outlook 2000 da Agência Internacional de Energia para o Brasil (IEA, 2000). Nota-se que embora as premissas demográficas sejam iguais, as premissas econômicas são consideravelmente diferentes.
A Questão do Refino:
- Se, como visto nos tópicos anteriores, o cotejo das perspectivas de oferta e demanda de petróleo aponta para uma redução da dependência externa, o suprimento de derivados indica uma situação diferente e merece ser analisada a parte.
De fato, a capacidade brasileira de refino, entendida como a capacidade das torres de destilação atmosférica, encontra-se praticamente estacionada em cerca de 1,9 milhões de barris diários (110 milhões m³/ano) desde os anos oitenta, quando as últimas refinarias da Petrobras foram inauguradas e desde então sofreram apenas incrementos marginais de sua capacidade.
- A partir de 1980, os investimentos em refino foram direcionados à conversão, com vistas a mudar o perfil de produção das refinarias e adequar o parque de refino nacional às características dos crus nacionais.
Como um dos efeitos perversos de uma matriz energética desequilibrada, com grande demanda de GLP e de derivados médios (diesel e QAV), relativamente a uma demanda mais restrita de gasolina, o Brasil importa um volume crescente de derivados. De fato, embora a capacidade instalada de refino seja comparável ao consumo, temos que, considerando o perfil da demanda, no atendimento do mercado brasileiro as refinarias nacionais tem sido cada vez mais complementadas por meio de importações de produtos.
- No ano 2000 estas importações atingiram cerca de 12% da demanda total de derivados, perfazendo um volume de 18,2 milhões de metros cúbicos, como indicado na Figura 8. Neste ano, gastando US$ 3,2 bilhões, foram importados principalmente GLP (5,1 milhões de m³/ano), nafta (3,8 milhões de m³/ano) e óleo diesel (5,8 milhões de m³/ano), enquanto foram exportados excedentes, principalmente de óleo combustível e gasolina, arrecadando-se cerca de US$ 873 milhões (ANP,2001).
Os maiores exportadores para o Brasil foram a Venezuela e a Argentina, respectivamente com 21% e 15% do total. Como apresentado na análise das perspectivas da demanda, este quadro tende a se agravar, com o crescimento do consumo de derivados. Estudos realizados pela ANP indicam que a demanda total de derivados deverá evoluir para o nível dos 145 milhões m³/ano, no ano de 2010.
- Do total deste volume, 60% representarão em 2010 a demanda de diesel e gasolina, 11% a demanda de GLP, enquanto que 45% representarão a demanda total de derivados prevista para a região Sudeste.
Em resumo, estes números demonstram a necessidade de se planejar a expansão do parque de refino nacional.
- Além da necessidade da expansão de sua capacidade, as refinarias brasileiras devem continuar adequando progressivamente suas plantas, seja para ampliar o processamento de cru nacional, sobretudo oriundo da Bacia de Campos, cujo óleo pesado, com teores elevados de nitrogênio e altamente naftênico impõe técnicas especiais de refino, seja para poder cumprir com as especificações de produtos cada vez mais exigentes, por imposições ambientais ou dos sistemas energéticos que os demandam.
Visando avaliar as perspectivas futuras para o refino e auxiliar no estabelecimento de direcionadores para sua expansão, a ANP contratou a consultora Booz, Allen and Hamilton, cujo trabalho ainda está em curso.
- Preliminarmente, têm-se sugerido que as alternativas para a evolução do parque de refino nacional deverão visar principalmente a modificação do perfil de produção das refinarias, além da expansão da capacidade de refino. Estima-se que, para cobrir o déficit previsto na capacidade de produção de derivados em 2010, da ordem de 35 milhões m³/ano, deverão ser necessários investimentos da ordem de US$ 13,5 bilhões a US$ 15,0 bilhões de dólares no parque de refino brasileiro.
Deste montante, estima-se que 40% deverão ser direcionados para o atendimento das especificações de qualidade cada vez mais restritivas, bem como para garantir a segurança operacional e do meio ambiente; 17% do montante de investimentos deverão destinar-se ao aumento da capacidade de conversão das refinarias, enquanto que o restante do montante previsto deverá destinar-se aos investimentos em expansão do parque de refino.
- Do montante global de investimentos estimado, US$ 1,5 bilhões de dólares (10% do total, ou a diferença entre US$15,0 bilhões e US$13,5 bilhões) correspondem ao investimento adicional que deverá ser feito, no caso das expansões necessárias serem realizadas por meio da construção de novas refinarias, ao invés de serem realizadas aproveitando a infra-estrutura já existente.
Este montante adicional, acompanhando uma tendência internacional, é, portanto, um fator de desestímulo à construção de novas refinarias no país, principalmente quando se considera que as margens de refino encontram-se atualmente bastante depreciadas.
- Entretanto, em se considerando a possibilidade de construção de uma nova refinaria, e levando-se em conta a dimensão dos mercados regionais, fica evidente que o Nordeste brasileiro é a região de maior viabilidade para a implantação de uma nova refinaria.
No que diz respeito às suas localizações, as refinarias brasileiras estão concentradas no Sudeste e no Sul do país, com os fluxos de derivados básicos por macro-região do país desbalanceados, como demonstram os dados disponíveis na ANP (ANP, 2001). Por exemplo, em 1999, enquanto a macro-região Centro-Oeste/Sudeste exportou – em grande parte para outras macro-regiões do país – um volume total de 5,9 milhões de m³ de derivados por ano (234 mil barris/dia), as regiões Norte/Nordeste e Sul importaram, respectivamente, volumes totais de 13,6 milhões de m³/ano e 2,2 milhões de m³/ano.
- Na previsão para 2010, este quadro tende a ficar ainda mais crítico, com todos os fluxos de derivados por macro-região tornando-se deficitários, caso sejam realizados apenas os investimentos já planejados pela Petrobras, no montante de US$ 9,0 bilhões de dólares.
Neste caso, enquanto as macro-regiões Norte/Nordeste e Sul passariam a importar, respectivamente, 18,9 milhões m³/ano e 6,5 milhões de m³/ano, a macro-região Centro Oeste/Sudeste passaria também a ser importadora de derivados, com um volume de importações estimado em 9,6 milhões de m³/ano. Ou seja, uma refinaria instalada no Nordeste contribuiria para a diminuição das importações de derivados da macro-região Norte/Nordeste e para o equilíbrio do mercado como um todo.
- Assim no âmbito do parque de refino brasileiro, é importante reconhecer a clara necessidade de se definirem os cenários desejáveis para a expansão da capacidade instalada e as condições para sua consecução, inclusive em termos de uma política industrial e do marco regulatório associado.
No caminho da sustentabilidade:
- As reservas de combustíveis fósseis são necessariamente exauríveis e devem ser utilizadas com a clara noção de sua inerente e irreversível exaustão.
Assim, na busca de uma perspectiva sustentável para a indústria do petróleo e do gás natural, além de se requerer o maior cuidado com as práticas de proteção ambiental e mitigação dos efeitos ao meio ambiente ao longo da cadeia de produção, processamento e consumo, é importante que se considerem as possibilidades de transição para fontes energéticas mais brandas.
- No caso do Brasil algumas destas alternativas já estão identificadas e devem ser reforçadas, especialmente aquelas associadas ao uso das bioenergias, cujo potencial brasileiro é reconhecido.
Os combustíveis derivados da biomassa podem ser considerados como alternativas em substituição ou complementares. No primeiro caso temos o Programa Nacional do Álcool no Brasil, onde o etanol hidratado efetivamente passou a deslocar parte da demanda de gasolina, exigindo motores exclusivos para este combustível.
- Tal exclusividade determinou a existência de uma frota cativa de veículos a etanol (como de resto existe uma para veículos a gasolina) e acabou conspirando contra o programa, já que eventuais descontinuidades no suprimento de álcool geraram descrédito desta alternativa entre os consumidores, maior obstáculo atual à estabilização da demanda de etanol hidratado. No segundo caso, as bioenergias são complementares, não há exclusividade e a transição é mais suave.
Como exemplos desta complementaridade entre biocombustíveis e combustíveis fósseis, além da adoção de mesclas gasolina-etanol anidro, como empregado no Brasil há décadas, podem ser citadas a adoção dos veículos multicombustível (“flexible fuel”) nos Estados Unidos, consumindo mesclas gasolina-etanol em uma ampla variação de teores em uma frota de quase um milhão de carros e o programa de biodiesel de diversos países da Comunidade Européia, onde ésteres de óleos vegetais vem sendo utilizados em motores diesel sem qualquer adaptação.
- Espera-se que as alternativas complementares conduzam a matrizes energéticas mais robustas e seu maior respeito à escolha do consumidor também possa assegurar um mercado mais estável.
Naturalmente que a transição para contextos mais sustentáveis não se esgota com uma associação entre fontes fósseis e fontes renováveis, mas deve incluir também a melhoria dos padrões ambientais ao longo da indústria de petróleo e gás natural, cujos registros de acidentes mostra uma clara necessidade de adequação de procedimentos, principalmente nas etapas localizadas a montante, como a produção, refino e transporte em dutos.
- Em outra linha, a redução da queima de gás natural associado, ainda nos níveis de 20%, deve ser prioritariamente considerada. O volume de gás natural queimado sem qualquer efeito útil ficou no ano 2000 ao redor de 6 milhões de m3/dia, ou seja, quase o mercado deste combustível em São Paulo.
Mesmo para os sistemas de produção antecipada de petróleo em bacias offshore se pode e se deve reduzir expressivamente a parcela de gás não aproveitado, como recentes compromissos firmados entre a ANP e as concessionárias tem indicado.
Água que pega fogo: em Buritizeiro, em Minas Gerais, há abundância
de gás natural, que sai do solo misturado à água
