Notícia publicada no caderno de Economia da Tribuna do Norte:

O envelhecimento dos campos de petróleo e gás natural, associado a fatores como a falta de grandes novas descobertas levaram não só a produção, mas também as reservas do Rio Grande do Norte a afundarem nos últimos dez anos.  Entre 2002 e 2011, as reservas provadas de gás natural do estado, no mar, caíram pela metade e a produção, também no mar  – área que é a grande aposta da Petrobras a partir de 2013 – encolheu 63,88%. Os dados são do Anuário 2012 da Agência Nacional de Petróleo (ANP), divulgados esta semana,  e avaliam a evolução no período de 2002 a 2011.

No Rio Grande do Norte, a Petrobras pretende iniciar a exploração em águas profundas em 2013. (Foto: Júnior Santos)

Embora não tenham relação entre si, a queda nas reservas é considerada por especialistas mais preocupante do que o declínio na produção e pode puxar para baixo a capacidade  de atração de investidores para o estado.

As  reservas provadas de gás natural no mar e em terra caíram 55,6% e 59,12%, respectivamente, entre os anos 2002 e 2011. A produção de gás natural, no mar, encolheu 13,59%, em 2011, se comparada a 2010.  Já a produção de petróleo no mar, neste período, caiu -26,29%.

O presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip), Anabal Santos Júnior, alerta para dificuldades em captar novos investimentos caso a queda nas reservas não seja contornada.

O coordenador do curso de Engenharia do Petróleo e Gás da Universidade Potiguar, Wendell Lopes, também considera mais preocupante a queda nas reservas. “Novas reservas significativas precisam ser descobertas para amenizar essa queda constante nas reservas comprovadas. As atuais reservas locais podem estar chegando a um esgotamento a longo prazo”, adverte.

O Brasil tem um histórico considerado pela Abpip como “pobre de exploração”. O país conhece apenas 6% das bacias sedimentares terrestres do país. “O portfólio de reservas é mantido  com pesquisas de novos campos e novas concessões, à medida que isso não acontece e os existentes vão se exaurindo a tendência é declínio”, observa.

A situação, segundo ele, se agravou devido a dois fatores: as atenções voltadas para a exploração da camada do pré-sal e a não realização de novos leilões, nos últimos seis anos.

“Como a indústria do petróleo é de longo prazo, os efeitos de decisões de hoje só tem reflexo em cinco, dez  anos. A queda nas reservas é fruto negativo da falta de leilão”, analisa Santos.

Pela dimensão e importância do pré-sal foi necessário criar uma série de ajustes regulatórios e legais. A composição de uma nova política de distribuição dos royalties do petróleo do pré-sal – fator condicionante para a realização do leilão da ANP – acabou adiando a rodada de leilões, prevista agora para 2013.  “Há uma debandada de investidores devido a indefinição do leilão”, diz Anabal.

A solução de retomada de campos maduros passaria por uma política nacional de fomento para a pequena e média empresas. “A Petrobras cuidaria dos grandes investimentos do pré-sal e abriria concessões para as empresas independentes explorarem campos menores”, defende ele.  No Brasil, são 40 empresas independentes, que respondem por 0,1% da produção nacional e geram 2,6 mil empregos diretos e indiretos.

A TRIBUNA DO NORTE procurou desde a última terça-feira, via telefone e e-mail, a Petrobras, que não disponibilizou porta-voz, tampouco respondeu, até o fechamento desta edição, na sexta-feira, os questionamentos enviados.

Perdas de petróleo e gás não são exclusividade do RN, diz ANP

A queda nas reservas provadas e produção de petróleo e gás natural não é um fato isolado no Rio Grande do Norte, no período entre 2002 e 2011. De acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), que divulgou o Anuário 2012, há registros também de recuo nas  reservas de gás no mar nos estados produtores Ceará (-19%), Sergipe (-10,22%) e Bahia (-9,36%), na comparação 2011-2010.

Tais bacias são classificadas, pela ANP, como bacias maduras, em estado adiantado de exploração e produção e cuja produção se encontra em declínio. Tanto a redução nas reservas como na produção já eram esperadas, segundo o ex-secretário estadual de Energia e presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

Sobretudo na Bacia Potiguar, a ANP alega que a variação entre as reservas provadas no período de 2002 e 2011, é cerca de 80% devido à produção realizada (redução do “estoque original”), o restante (20%) deu-se em função de revisões (reavaliações) realizadas pelas empresas operadoras das concessões.

Para o coordenador do curso de Engenharia do Petróleo e Gás da Universidade Potiguar, Wendell Lopes, é normal que exista esta queda. “Com o passar do tempo, a contínua produção de petróleo, associada à ausência de descoberta de novas reservas significativas faz com que quedas de produção como esta sejam esperadas”, explica.

Para o professor, projetos desenvolvidos pela Petrobras para injetar vapor e estimular a produção nos campos produtores que atingiram a  maturidade, associados a investimentos na exploração de águas profundas “vão fazer o RN retomar o crescimento na produção de petróleo e gás natural”.

A queda na produção do gás, de -13,59% no mar e crescimento de 0,99%, em terra, entretanto, não é preocupante. “Grande parte do gás produzido é comercializado. Além do que há investimentos para exploração em águas profundas”, afirma.

O número de poços produtores de petróleo e gás no mar caiu 13,59% entre 2010 e 2011, no Estado, passando de 103 para 89. A variação pode ser atribuída, de acordo analise da ANP, a manutenção ou paralisação  de poços. Em 2012, a média de poços marítimos produtores no RN é de 93 poços por mês.

Em contrapartida, a produção de gás no Espírito Santo (parte da bacia de Campos e Espírito Santo) atingiu um crescimento de 62% no mesmo período, como resultado de atividades exploratórias, relativamente recentes, com descobertas significativas.

De acordo com  a Agência, contribuíram para o aumento da produção o início de produção dos campos de Camarupim Norte e Canapu, e o incremento de produção de alguns campos marítimos, como por exemplo Peroá, Jubarte e Cachalote.

Bate-papo – Jean Paul Prates – presidente do Cerne

Como você analisa essa queda nas reservas e produção em petróleo e gás natural?

É um perfil natural de produção declinante, de poços maduros.

O que pode ser feito para reverter essa situação?

Deve se pensar o setor, rever as questões de politicas setoriais, fazer o levantamento das necessidades da Petrobras, dos fornecedores e das empresas independentes para formar um ambiente saudável em bacia madura. Não há falta de interesses. A própria Petrobras não quer sair desse nicho, porque quer desenvolver tecnologia em terra e na margem equatorial, que vai das bacias de Natal ao Amapá. A Margem Equatorial é uma das grandes vedetes do leilão da ANP, em alternativa ao pré-sal. E o RN tem boas chances de servir de base de operações para a Petrobras. Outra coisa para a retomada é  conciliar os interesses entre a Petrobras e os produtores independentes.

O que esperar do leilão da ANP?

Uma nova onda de investimentos, o que pode gerar um novo impulso exploratório, desde o zero, de áreas virgens, e descobrir novas potencialidades. Não diria de pré-sal, não há como dizer.  A rodada da ANP é importante no sentido de difundir informações e aumentar as apostas, provocar uma arejada de ideias sobre a geologia da região. Não estamos esgotados, devemos arejar o processo e ver o acesso democrático às oportunidades.

O mar, que é a maior aposta com exploração em águas profundas a partir de 2013, tem demonstrado os mais baixos desempenhos no RN. 

Isso não quer dizer que as áreas onde houve declínio, ou os métodos de recuperação não surtiram o efeito desejado. Quais forem os motivos que só a Petrobras sabe comentar. Em 1996, a Bacia de Santos também apresentava baixo desempenho, e foi área que depois se configurou como  de pré-sal.

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Estado não prevê perdas com mudança nos royalties

Notícia publicada no caderno de Economia da Tribuna do Norte:

O Rio Grande do Norte apresentou queda na produção de petróleo de 25% e 26,29%, em terra e mar, respectivamente, segundo a ANP, no período de 2002 a 2011. Em comparação com 2010, houve aumento de 4,07% na produção em terra em 2011 e declínio de 3,63%, na produção no mar, no mesmo período.  A variação, entretanto, não interferiu na arrecadação do royalties, que registrou crescimento de 29,30%, entre 2010 e 2011.  Nesse período, o Rio Grande do Norte ficou com R$ 205.981 mil. A composição do  royalties depende do preço do barril de petróleo e taxa cambial, além da produção.

Uma mudança aprovada no inicio do mês pela Câmara dos Deputados, que prevê uma nova forma de distribuição dos recursos entre os estados, também não deverá trazer impactos negativos. Ao contrário, segundo o secretário estadual de tributação José Airton da Silva, que considera a situação do Estado “bastante cômoda”. “Se não houver alteração, o Estado não sai prejudicado. Se for sancionada pela presidenta Dilma Roussef, o RN passa a contar com uma arrecadação que antes não tinha”, disse em referência a participação especial.

Ou seja, mesmo com redução de 26,25% para 20% na fatia de royalties destinada aos estados produtores, o Rio Grande do Norte é compensado por um fundo especial.

Caso seja aprovada a redistribuição da participação especial, o RN passará a receber, o que até não recebia. Hoje, 50% da participação especial vai para a União. A outra metade é distribuída entre os estados (40%) e municípios (10%) produtores em larga escala.

Pela proposta aprovada na Câmara, os estados contemplados com a tarifa hoje terão 32% da participação especial em 2013, e 20% em 2020. Os municípios receberão 5% da participação em 2013 e 4%, em 2020. Na nova partilha, os 10% que sobram serão destinados, em 2013, ao Fundo Especial dos Estados e do Distrito Federal.

Os efeitos, segundo o professor Mario Jesiel, integrante do projeto de pesquisa de Royalties da UnP, não serão imediatos. “Com o auge da produção do pré-sal, daqui a uns 10 anos, serão percebidos os aumentos na receita dos royalties de petróleo”, diz ele. Para ele, poderá ocorrer redução na arrecadação dos royalties a longo prazo, apenas se os investimentos da atividade petrolífera no Estado não forem mantidos.

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