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Petrobras produz 2,7 milhões de barris de petróleo no 3º trimestre

Petrobras produz 2,7 milhões de barris de petróleo no 3º trimestre

A Petrobras registrou produção de 2,689 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed).O número representa uma queda em relação ao trimestre anterior (2,699 milhões boed) e em relação ao terceiro trimestre de 2023 (2,880 milhões boed). A companhia colocou como destaques operacionais mais recentes o alcance do topo de produção do FPSO Sepetiba, no campo de Mero e a entrada de novos poços em projetos nos campos de Búzios e Tupi.

A participação do óleo do pré-sal na carga de petróleo processada nas refinarias atingiu 73%, recorde para um trimestre (aumento de 4 pontos percentuais em relação ao segundo trimestre de 2024).

Em agosto, a carga processada de óleos do pré-sal foi de 76%, recorde mensal. A produção e as vendas de derivados no mercado interno cresceram 4,2% em relação ao trimestre anterior, impulsionadas pelo aumento sazonal da demanda. Em setembro de 2024, a Petrobras teve melhor resultado mensal no ano para o fator de utilização total (FUT) do parque de refino, atingindo 97%.

A produção total de derivados foi de 1.818 mil barris por dia (Mbpd), com prioridade para produtos de alto valor agregado (diesel, gasolina e QAV corresponderam a 68% da produção total). O resultado se deu mesmo com as paradas de manutenção realizadas na Replan, Reduc, Revap e RPBC durante o trimestre.

A produção de gasolina no terceiro trimestre deste ano foi de 438 mil barris por dia. No terceiro trimestre, foram três meses consecutivos de avanços nas vendas de diesel com conteúdo renovável (Diesel R), atingindo 3,7 Mbpd em setembro, o dobro do recorde anterior de abril de 2024.

As vendas de asfalto totalizaram 816,7 mil toneladas. Foram vendidos 6% a mais de diesel no período devido ao aumento sazonal do consumo no terceiro trimestre. As vendas de gasolina cresceram 1% em relação ao trimestre anterior.

O volume de vendas de GLP subiu 3,2%, o que a companhia atribui à maior atividade da indústria de transformação no terceiro trimestre e dos registros de temperatura médias mais baixas nos principais centros consumidores do país nesse período.

Sem margem equatorial, Brasil pode ter que importar petróleo em 2034

Sem margem equatorial, Brasil pode ter que importar petróleo em 2034

@ebc

Sem produção de petróleo na margem equatorial, área do litoral norte do país apontada como o novo pré-sal, o Brasil pode ter que voltar a importar petróleo dentro de dez anos.

A afirmação, feita nesta quinta-feira (24), no Rio de Janeiro, é da diretora de Exploração e Produção (E&P) da Petrobras, Sylvia Anjos (foto), e faz parte da campanha da estatal para obter licença para explorar a região.

“O tempo está sendo muito crítico, em cinco, seis anos tem uma caída da produção do pré-sal e, com isso, a gente pode voltar a ser importador de petróleo em 2034, 2035, se a gente não tiver descobertas”, afirmou ao participar de uma aula aberta no Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

A margem equatorial abrange uma área que vai da costa do Rio Grande do Norte ao Amapá. A comparação com o pré-sal é devido ao grande potencial de encontrar reservatórios de petróleo. No entanto, a exploração é criticada por ambientalistas, preocupados com possíveis danos ambientais.

A Petrobras tem 16 poços na nova fronteira exploratória, no entanto, só tem autorização do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para perfurar dois deles, na costa do Rio Grande do Norte.

O Ibama negou a licença para outras áreas, como a da Bacia da Foz do Amazonas. A Petrobras pediu ao instituto, ligado ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA), uma reconsideração e espera uma decisão.

Sylvia contextualizou que o Brasil é autossuficiente em petróleo desde 2006. Atualmente, 81% da produção nacional são atribuídos ao pré-sal. Como faz parte do ciclo do petróleo o atingimento de um pico de produção seguido por declínio da quantidade de barris extraídos, a Petrobras busca novas áreas de exploração para que não haja recuo da produção de óleo e gás.

Meio ambiente

Segundo a diretora, a Petrobras resolveu as exigências do Ibama para que seja alcançada a licença de exploração, entre elas a criação de centro para acolhimento de animais em caso de derramamento de óleo; a garantia de que não haverá excesso de capacidade no Aeroporto de Oiapoque, no Amapá; e simulação de exercícios de emergência ambiental.

Sylvia criticou também o que chamou de “fake news científica”, citando a informação propagada de que há corais na foz do rio Amazonas. Segundo ela, estudos já apontaram que coral não convive com o mar que não seja absolutamente transparente e sem argila.

“Não existe coral na foz do Amazonas, isso não é verdade. Existem rochas semelhantes a corais”, desmentiu ela, acrescentando que, apesar do nome Bacia da Foz do Amazonas, os poços ficam a 540 quilômetros da costa, distante da foz.

A executiva afirmou ainda que a região tem intenso fluxo de navios, ou seja, não é um local isolado. “A gente não está querendo perfurar em um santuário marítimo onde nada ocorre”, garantiu.

O Ibama não apontou a data em que haverá uma resposta ao pedido de reconsideração da Petrobras. A estatal solicitou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a suspensão do prazo para realizar a exploração na Bacia da Foz do Amazonas, de forma a não perder tempo de concessão sem licença.

Após participar da aula aberta na Coppe/UFRJ, a diretora de E&P disse a jornalistas que se sentirá “frustrada” caso a autorização do Ibama não saia ainda este ano. “Eu já estou frustrada”.

Apesar do sentimento, ela demonstrou expectativa positiva. “Estamos fazendo tudo o que é solicitado para que tenhamos a licença. Estamos confiantes”, assegurou.

Perfuração

Mesmo que a licença fosse concedida hoje, a Petrobras não acredita que a perfuração se iniciaria ainda em 2024. Seriam necessários cerca de três meses, contando tempo para limpar, preparar e transportar a sonda perfuradora até a região.

O fato de não obter a licença é um prejuízo operacional para a Petrobras, pois, além de atrasar uma possível produção de petróleo, há gasto com operações que não foram realizadas.

“Se você aluga uma sonda [de perfuração] que custa mais de R$ 600 mil por dia… a gente ficou dois meses com ela parada”, lamentou.

Produção de petróleo preocupa setores da economia – foto – (André Valentim -Agência Brasil)

Apesar de o tema margem equatorial ter ganhado notoriedade nos últimos anos, o pedido de licença da Petrobras foi feito em 2013.

Sylvia revelou que, na costa do Rio Grande do Norte, onde a Petrobras obteve autorização do Ibama, dois poços já estão sendo perfurados. No entanto, ainda não há um parecer sobre a viabilidade econômica, ou seja, se a quantidade de petróleo encontrada é lucrativa.

“Todo óleo importa. Então, a gente vai buscar tecnologia para encontrar soluções para que se possa produzir, mesmo que não seja o pré-sal de milhões de barris”, afirmou.

O tempo necessário entre a descoberta de um reservatório e a retirada do petróleo gira em torno de seis a sete anos, explicou a executiva.

Ela disse, ainda, que a Petrobras está procurando fornecedores que possam reduzir o preço cobrado pelas plataformas de produção. Segundo ela, o custo oferecido por um FPSO (navio plataforma) foi de R$ 4 bilhões, o que inviabiliza a rentabilidade da produção.

Ainda segundo a diretora da Petrobras, algumas grandes petroleiras manifestam interesse em fazer parcerias com a Petrobras, caso sejam encontrados reservatórios de petróleo na margem equatorial.

“Todas as empresas estão de olho no Brasil, porém, elas perderam a esperança com a questão da licença. Então, [se a Petrobras conseguir] todo mundo volta a ter interesse”, especificou.

No entanto, afirmou ela, a Petrobras tem know-how (conhecimento) suficiente para realizar campanhas exploratórias sem parcerias.

Transição energética

A diretora entende que não há contradição entre a orientação da política ambiental do país de reduzir a emissão de gases do efeito estufa, responsáveis pelo aquecimento global, e o interesse na exploração do petróleo. Ela explicou que a Petrobras usa tecnologias que fazem com que o petróleo da companhia seja produzido com menos emissão de dióxido de carbono (CO₂).

Além disso, observou que o petróleo continuará sendo demandado no mundo pelas próximas décadas, tanto como fonte de energia como matéria-prima para a indústria petroquímica, que produz os mais diversos itens, além de plástico.

“Qual petróleo que estará presente? Aquele que é menos emissor. Nesse sentido, a emissão do pré-sal chega a ser de sete a nove quilos de CO2 por barril. A média no mundo é 17 kg, e alguns campos imensos, mais de 20 kg”, especificou, afirmando que a produção da Petrobras alcançará o chamado net zero (saldo negativo de emissão de carbono) antes de 2050.

Produção de petróleo da União ultrapassa 89 mil barris por dia

Produção de petróleo da União ultrapassa 89 mil barris por dia

@ebc

Em agosto, a produção de petróleo da União alcançou um novo recorde de 89 mil barris por dia (bpd). Esse total inclui 84,29 mil bpd provenientes de oito contratos de partilha de produção e 5,14 mil bpd dos Acordos de Individualização da Produção nas áreas não contratadas de Tupi e Atapu.

No mesmo período, a produção de gás natural da União também cresceu, atingindo 182 mil metros cúbicos por dia, um aumento de 3,8% em relação a julho. Os dados são do Boletim Mensal da Produção, divulgado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), vinculada ao Ministério de Minas e Energia.

Segundo o Ministério de Minas e Energia, o aumento de 4% em comparação ao mês anterior na produção de petróleo foi impulsionado pelo retorno operacional da plataforma P-74, no campo de Búzios, após uma parada programada para manutenção. Com esse desempenho, a União se consolida como a sexta maior produtora de petróleo do Brasil, mantendo uma trajetória de crescimento que, de acordo com o boletim, deve se intensificar nos próximos meses.

No regime de partilha, a União tem direito a uma parcela da produção de petróleo e gás natural de todos os campos licitados. Atualmente existem 24 contratos assinados em regime de partilha e oito deles estão produzindo. Ou seja, a União tem direito a uma parcela da produção de cada um destes campos.

A PPSA é a empresa que faz a gestão destes contratos e também é a empresa que comercializa estas parcelas.

Partilha de produção

A produção total dos contratos em regime de partilha permanece estável em 1 milhão de barris de petróleo por dia. São oito contratos em produção e o campo de Búzios segue como o maior produtor, com cerca de 447 mil bpd, seguido de Mero (317 mil bpd) e Sépia (97 mil bpd).

Ainda em agosto, a produção de gás natural disponível para exportação em regime de partilha foi de 3,97 milhões de m³ por dia. Búzios foi o maior exportador com 3,42 milhões de m³ por dia, respondendo por 84% do total da produção. Deste total, a União teve direito a uma produção de 118 mil m³ por dia.

Estudo aponta transição energética sem expandir exploração do petróleo

Estudo aponta transição energética sem expandir exploração do petróleo

@ebc

Um estudo divulgado nesta terça-feira (22) pela rede Observatório do Clima (OC) aponta um possível caminho para o setor energético brasileiro reduzir em 80% as atuais emissões anuais de gases do efeito estufa, até 2050.

A iniciativa propõe uma série de medidas, que tonaria possível, em 26 anos, atender à demanda de energia no país com um crescimento médio do Produto Interno Bruto de 2,1% ao ano e ainda garantir a transição para um cenário de baixo carbono.

As medidas incluem a eliminação de subsídios do governo aos combustíveis fósseis (petróleo, gás natural e carvão mineral), mudanças na Petrobras e no modelo de desenvolvimento energético do país que, se implementadas, levariam o Brasil à emissão de 102 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e) no setor de energia, em 2050.

Sem essas ações, a projeção para o setor é de 558 milhões de toneladas de CO₂e, ainda que considerando os compromissos assumidos pelo poder público e os planos estratégicos de empresas do setor.

Segundo a coordenadora de políticas públicas do Observatório do Clima, Suely Araújo, as iniciativas também dariam condições de o Brasil se tornar a primeira grande economia do mundo a sequestrar mais gases de efeito estufa do que emite.

“Demonstra que podemos alterar rotas equivocadas e contribuir no setor de energia para que o Brasil se torne um país carbono negativo até o ano de 2045.”

Diretrizes

Entre as diretrizes previstas estão a maior inserção de energias renováveis no setor elétrico, como solar e eólica, associadas às novas tecnologias de armazenamento; o desenvolvimento da indústria de hidrogênio verde; mais investimentos em biocombustíveis e eletrificação do transporte público coletivo, tornando-o prioritário em relação ao transporte individual motorizado nas áreas urbanas.

O estudo também aponta a necessidade de redirecionar à transição energética os subsídios governamentais dados atualmente aos combustíveis fósseis, além de cessar a expansão da exploração do petróleo, revertendo propostas como a abertura de novos poços na Foz do Amazonas.

A mudança exige ainda o desenvolvimento de estratégias para a transformação da Petrobras em uma empresa de energia com fortes investimentos em fontes de baixo carbono. A estatal precisaria passar por uma redução gradual da produção de petróleo, assegurando a manutenção do valor da empresa no mercado.

De acordo com os pesquisadores, além de contribuir para uma economia de baixo carbono, as diretrizes apontadas no estudo permitiriam a superação da pobreza energética e a correção de injustiças, tornando também a produção de energia mais eficiente. “Focamos na descarbonização necessária no quadro de crise que se configura no Brasil e no planeta e na justiça climática”, destaca Suely.

Sustentabilidade

O reposicionamento do setor, que responde por apenas 17,8% das emissões brutas de gases de efeito estufa no país, traria mais sustentabilidade à descarbonização brasileira, de acordo com a equipe do OC.

“A transição energética é elemento estruturante da política climática porque traz mudanças com marcas definitivas. É diferente nesse aspecto do controle do desmatamento, que pode retroceder rapidamente com mudanças governamentais, como ocorreu no período 2019-2022.”, aponta o relatório.

Impactos

O estudo também considerou os impactos socioambientais das novas fontes renováveis e da mineração de metais estratégicos (como lítio, cobre, grafita ou metais de terras raras) para suprir a demanda mundial com origem na transição energética. Possíveis desdobramentos são apontados como forma de alerta às autoridades públicas.

São tendências de impacto nas terras das populações tradicionais; subempregos perigosos, de baixa qualidade e remuneração; além de contratos abusivos de implementação de projetos e exploração com dinâmicas degradantes.

Outros possíveis problemas decorrentes da migração para energia de baixo carbono em um cenário de órgãos reguladores enfraquecidos ou capturados são desmatamento, poluição e acirramento dos conflitos agrários e dos conflitos internos nas comunidades locais, por exemplo.

O relatório aponta que para a transição energética ser justa, precisa ter ampla participação das comunidades afetadas e ser guiada por um arcabouço regulatório que dê conta desses desafios.

“O Brasil deve desenhar políticas efetivas que reduzam os impactos e promovam uma relação mais harmoniosa, com controle social, dos projetos de energia renovável e de exploração mineral com os locais onde se inserem”, destaca o estudo.

Algumas das ações sugeridas são o estabelecimento de metas de redução de pobreza energética, com iniciativas como geração de energia próxima aos consumidores e acessível às famílias de baixa renda; justiça territorial e habitacional, com integração de classes sociais em áreas centrais urbanas e a redução de viagens e distâncias; além de eliminar o uso de energias fósseis na mobilidade pública.

Resultados

O transporte de passageiros é apontado como a área de demanda energética com maior oportunidade para redução rápida das emissões. Para que a atividade deixe de emitir 102 milhões de toneladas de CO₂e, conforme registrou o Sistema de Estimativas de Emissões e Remoções de Gases de Efeito Estufa (SEEG) em 2022, e passe a emitir somente 16 milhões de toneladas, são sugeridas diretrizes simples como a substituição da gasolina por etanol nos veículos flex e gradual eletrificação da frota.

Na outra ponta, o transporte de cargas, majoritariamente rodoviário no Brasil, é o que apresenta os maiores desafios, segundo os pesquisadores. O custo alto de baterias que suportem longas distâncias e da substituição de outros componentes são barreiras apontadas para a eletrificação de caminhões pesados e semipesados, indicando um processo mais lento na redução das emissões dessa atividade.

Dólar sobe para R$ 5,65 com queda do petróleo e eleições nos EUA

Dólar sobe para R$ 5,65 com queda do petróleo e eleições nos EUA

@ebc

Num dia de fortes pressões internacionais, o dólar atingiu o maior valor em mais de dois meses. A bolsa de valores resistiu ao cenário externo e fechou estável, em meio à queda no preço internacional do petróleo e às tensões eleitorais nos Estados Unidos.

O dólar comercial encerrou esta terça-feira (15) vendido a R$ 5,657, com alta de R$ 0,074 (+1,33%). A cotação iniciou o dia estável, mas disparou após a abertura dos mercados norte-americanos. Na máxima do dia, por volta das 14h, chegou a R$ 5,66.

A moeda norte-americana está no maior valor desde 4 de agosto, quando atingiu R$ 5,74. A divisa acumula alta de 3,85% em outubro e de 16,57% em 2024.

No mercado de ações, o dia foi marcado pela volatilidade. Após cair na maior parte da sessão, o índice Ibovespa, da B3, fechou aos 131.043 pontos, com pequena alta de 0,03%. As ações de empresas ligadas ao consumo interno e de bancos compensaram a queda nos papéis de petroleiras e mineradoras, afetadas pelo recuo no preço das commodities (bens primários com cotação internacional).

O dólar teve forte alta nos países emergentes nesta terça por dois motivos. O primeiro foi a queda no preço internacional do petróleo após o governo de Israel informar que não pretende atacar a infraestrutura petrolífera do Irã. O barril do tipo Brent caiu 1,7% nesta terça, para US$ 74,52, após atingir US$ 80 nos últimos dias.

Embora beneficie os consumidores, a queda no barril do petróleo pressiona grandes produtores, como o Brasil. A cotação do minério de ferro, outro produto importante na exportação brasileira, caiu por causa da desaceleração econômica na China, principal comprador do produto.

Outro fator que tornou o dia turbulento para os países emergentes foram as tensões eleitorais nos Estados Unidos. O ex-presidente Donald Trump defendeu, em entrevista, um forte aumento na tarifa para produtos estrangeiros caso seja eleito para a Casa Branca. O aumento do protecionismo norte-americano prejudicaria as exportações para os Estados Unidos, ocasionando uma retração no comércio global.

* com informações da Reuters

Petrobras vai participar da exploração de petróleo na África do Sul

Petrobras vai participar da exploração de petróleo na África do Sul

@ebc

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou a atuação da companhia na África do Sul, viabilizando a aquisição de participação no bloco Deep Western Orange Basin (DWOB), por meio de processo competitivo conduzido pela TotalEnergies.

O bloco está localizado em águas profundas na Bacia de Orange, na qual recentemente houve descobertas significativas pelas empresas TotalEnergies, Shell e Galp. Desta forma, a Petrobras terá 10% de participação no bloco DWOB, passando o consórcio a ter a seguinte composição: TotalEnergies, operadora (40%), QatarEnergy (30%), Sezigyn Pty. (20%) e Petrobras (10%).

A operação terá como finalidade a diversificação do portfólio exploratório com geração de valor e está alinhada com a estratégia de longo prazo da companhia, que visa à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio de exploração de novas fronteiras, tanto no Brasil quanto no exterior, e atuação em parceria.

Em nota, a estatal informou que a aquisição do bloco DWOB, na África do Sul, observa todos os trâmites internos e de governança da companhia, em consonância com seu Plano Estratégico 2024-2028+, e está condicionada à aprovação dos órgãos reguladores locais.

Produção de petróleo da União ultrapassa 86 mil barris diários

Produção de petróleo da União ultrapassa 86 mil barris diários

@ebc

A produção de petróleo da União alcançou novo recorde em julho, chegando a 86 mil barris de petróleo por dia (bpd). O volume é referente aos oito contratos de partilha (81,76 mil bpd) e aos Acordos de Individualização da Produção (AIPs) das áreas não contratadas de Tupi e Atapu. O resultado é 21,13% acima da produção de junho e foi influenciado principalmente pelo aumento da produção de Mero. No mesmo período, a União teve direito a uma produção de gás natural de 175 mil metros cúbicos por dia (m³) por dia, 5,4% maior do que o resultado de junho. Os dados fazem parte do Boletim Mensal da Produção, divulgado nesta terça-feira (17) pela PPSA (Pré-Sal Petróleo).

No regime de partilha, a União tem direito a uma parcela da produção de petróleo e gás natural de todos os campos licitados. Hoje existem 24 contratos assinados em regime de partilha e oito deles estão produzindo. Ou seja, a União tem direito a uma parcela da produção de cada um destes campos.

A PPSA é a empresa que faz a gestão destes contratos e também é a empresa que comercializa estas parcelas.

Além disso, a PPSA representa a União nos acordos de individualização da produção no polígono do pré-sal. Ou seja, toda vez que um bloco arrematado por qualquer empresa que esteja operando no polígono extrapole a área contratada, ampliando assim a sua produção em uma área não contratada, é necessário fazer um acordo de individualização da produção. A PPSA representa a União neste acordo e assim a União passa também a ter direito a uma parcela da produção.

A União não é uma empresa operadora, mas ela tem produção em função de ter participação em oito contratos e em mais dois acordos de individualização da produção das áreas não contratadas de Tupi e Atapu.

Segundo a diretora técnica e presidente interina da PPSA, Tabita Loureiro, com esse novo recorde, a União se posicionou, em julho, como a sexta maior produtora de petróleo do país. “Começamos o ano na nona posição no ranking e estamos crescendo. Vamos ter muito óleo para comercializar nos próximos anos. Amanhã faremos um novo processo de venda spot para comercializar 1,5 milhão de barris de petróleo em três cargas dos campos de Atapu, Sépia e Itapu e em 2025 teremos um novo leilão na B3 para vender as cargas de 2026”, disse ela.

Contratos de partilha de produção

A produção total dos contratos em regime de partilha está estável em 1 milhão de barris de petróleo por dia. São oito contratos em produção e o campo de Búzios segue como o maior produtor, com cerca de 470 mil bpd, seguido de Mero (302 mil bpd) e Sépia (97,4 mil bpd). Desde 2017, início da série histórica, a produção acumulada em regime de partilha é de 873 milhões de barris de petróleo. A produção acumulada da União soma 48,37 milhões de barris.

Ainda em julho, a produção de gás natural disponível para exportação em regime de partilha foi 4,11 milhões de m³ por dia. O resultado representa aumento de 8% em relação ao mês anterior. O melhor resultado foi devido ao aumento da exportação de gás no FPSO Carioca, no Campo de Sépia. Deste total, a União teve direito a uma produção de 175 mil m³ por dia, somando os resultados do AIP de Tupi. Desde 2017, início da série histórica, a exportação acumulada de gás natural em regime de partilha é de 2,5 bilhões. A parcela acumulada da União soma 192 milhões.

Petrobras tem novo recorde no processamento de petróleo do pré-sal

Petrobras tem novo recorde no processamento de petróleo do pré-sal

@ebc

A Petrobras divulgou uma nota nesta terça-feira (10) anunciando ter atingido em agosto um novo recorde. O processamento de petróleo do pré-sal em suas refinarias chegou ao patamar de 76% da carga. O resultado supera a marca anterior de 73%, registrada em junho do ano passado.

De acordo com a estatal brasileira, no acumulado entre janeiro e agosto de 2024, o processamento de pré-sal também acumula um recorde, atingindo patamar de 69%. No mesmo período de 2023, essa marca foi de 66%.

Conforme a nota da Petrobras, o recorde reflete a otimização dos ativos e a aplicação de tecnologias inovadoras. O texto destaca que o petróleo do pré-sal apresenta um alto rendimento de derivados médios, possibilitando maior produção de querosene de aviação (QAV) e diesel. Além disso, sua alta parafinicidade leva a um diesel de qualidade superior e seu baixo teor de enxofre contribui para uma atividade de refino mais sustentável.

“Em agosto, também foi registrado o melhor resultado do ano no Fator de Utilização das refinarias (FUT), atingindo-se a marca de 95%, demonstrando o elevado desempenho operacional do parque de refino da Petrobras e a integração com as áreas de logística e comercialização da empresa”, acrescenta a estatal.

ANP prevê investimento de R$ 10 bi na exploração de gás e petróleo

ANP prevê investimento de R$ 10 bi na exploração de gás e petróleo

@ebc

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) prevê que, em 2024, os investimentos na fase de exploração dos contratos de petróleo e gás natural cheguem a cerca de R$ 10 bilhões (R$ 9,97 bilhões). O número está no Relatório Anual de Exploração 2023, publicado nesta segunda-feira (2).

Para o período de 2024 a 2027, está previsto um total de R$ 18,31 bilhões em investimentos. Em 2025, a previsão é de R$ 7,64 bilhões, enquanto em 2026 e 2027, o montante estimado é de R$ 701 milhões.

Nas previsões sobre a distribuição dos investimentos por atividades entre 2024 e 2027, 88% serão concentrados na perfuração de poços (R$ 16,04 bilhões). Os 12% restantes (R$ 2,27 bilhões) serão distribuídos entre teste de poço (8%), levantamento geofísico exclusivo (3%) e levantamento geofísico não exclusivo (1%).

Dos investimentos previstos apenas para 2024, R$ 9,50 bilhões serão alocados em ambiente marítimo, sendo R$ 8,50 bilhões na perfuração de poços. Para o ambiente terrestre, a previsão é de R$ 470 milhões.

A ANP explica que a fase de exploração tem início com a assinatura dos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural. E que nela são realizados estudos para detectar a presença desses combustíveis nas áreas sob contrato, chamadas de blocos, em quantidade suficiente para tornar sua extração economicamente viável. Tendo sucesso nessa etapa, as empresas poderão passar para a fase de produção, quando iniciarão a produção e a área contratada passará a ser chamada de campo.

Números de 2023

O relatório também traz dados de 2023. O ano foi encerrado com 251 blocos sob contrato: 13 sob o regime de partilha de produção e 238 sob o regime de concessão. Entre 2022 e 2023, houve queda de 44 blocos. A ANP explica que essa redução pelo baixo quantitativo de contratos assinados e ao alto número de blocos devolvidos.

Sobre os blocos sob contrato por ambiente, o terrestre permaneceu na liderança, com 151 blocos contra 100 blocos no marítimo, dos quais 18 localizados no pré-sal. O ambiente terrestre registrou a maior área contratada (52%), cerca de 84 mil km², e o marítimo, 48% de área sob contrato, cerca de 77 mil km².

O ano teve 14 poços com notificações de descoberta em terra e quatro em mar. Foram encontrados indícios de hidrocarbonetos apenas em poços perfurados nas bacias de Santos e Campos, com duas notificações cada. Dos poços em bacias terrestres, nove foram registradas em bacias de nova fronteira: Amazonas (6) e Parnaíba (3). E cinco em bacias maduras: Espírito Santo (4) e Recôncavo (1).

AGU contesta Ibama sobre exploração de petróleo na Margem Equatorial

AGU contesta Ibama sobre exploração de petróleo na Margem Equatorial

@ebc

O advogado-geral da União (AGU), Jorge Messias, aprovou novo parecer jurídico sobre a exploração de petróleo na região da Margem Equatorial, no norte do país. A conclusão da AGU, informada em nota, é que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) não tem atribuição legal para reavaliar o licenciamento ambiental do Aeroporto Municipal de Oiapoque (AP).

Advogado-Geral da União Jorge Messias. Foto: Valter Campanato/Agência Brasil

“O eventual impacto do sobrevoo de aeronaves entre o terminal aéreo e a área de exploração foi um dos pontos invocados pelo Ibama para indeferir licença solicitada pela Petrobras para a perfuração de poço no bloco FZA-M-59, localizado na chamada Margem Equatorial, a 175 quilômetros da foz do rio Amazonas.”

Ainda de acordo com o comunicado, o parecer conclui que “não constitui fundamentação adequada para análise do pedido de reconsideração do licenciamento do bloco FZAM-59 a verificação de impacto do tráfego aéreo do Aeroporto de Oiapoque sobre as comunidades indígenas do entorno do aeródromo”.

A nota destaca que a análise jurídica realizada pela AGU, por meio da Consultoria-Geral da União (CGU), sustenta que a legislação brasileira prevê a unicidade do licenciamento ambiental, ou seja, que a competência para licenciar um empreendimento deve ser concentrada e operacionalizada por um único ente federado, seja o município, o estado ou a União, a depender do tipo e abrangência do empreendimento.

“No entendimento externado no parecer, a AGU explica que o aeroporto já se encontra licenciado pelo órgão ambiental estadual e que eventual reavaliação quanto ao impacto de sua operação sobre o modo de vida das comunidades indígenas localizadas em suas proximidades constitui atribuição do órgão estadual do meio ambiente competente para licenciar o aeródromo, conjuntamente com o órgão federal competente, o Departamento de Controle do Espaço Aéreo (Decea), ligado à Força Aérea Brasileira (FAB).”

Em relação especificamente ao pedido de reconsideração do indeferimento do licenciamento ambiental, feito pela Petrobras, a AGU diz que o Ibama chegou a solicitar a manifestação da Fundação Nacional dos Povos Indígenas (Funai) sobre eventual impacto do sobrevoo de aeronaves na região, mas que a consulta não está prevista na legislação ambiental aplicável ao caso.

“Pelo que se observa, a atuação do Ibama carece de previsão regulamentar ou mesmo de razoabilidade, ao criar uma etapa procedimental não prevista na norma e que põe em risco o prosseguimento do licenciamento ambiental do bloco FZA-M-59, podendo não só gerar atraso na análise do pedido de reconsideração do licenciamento, mas também risco ao programa energético brasileiro de matriz não renovável.

Atendimento à fauna

De acordo com a AGU, outro ponto que estava sob análise era o tempo de resposta e atendimento à fauna atingida por óleo, em caso de vazamento, também apontado pelo Ibama como uma das razões para indeferir o licenciamento. A pasta entendeu que a resolução desse ponto não dependeria de análise jurídica, “mas de medidas necessárias ao atendimento da exigência que, atualmente, estão sendo objeto de tratativas o órgão ambiental e a Petrobras”.