E se Margem Equatorial não sair?

A produção de petróleo no Brasil está se aproximando do ápice, considerando as reservas atuais, e, ao menos por enquanto, não há perspectivas de ampliar esse horizonte de oferta. Frente ao amadurecimento do pré-sal e às proteções ambientais da Margem Equatorial, quais são as alternativas para o país manter a autossuficiência em óleo na próxima década?

Para abordar o tema numa série de matérias especiais, a Brasil Energia ouviu especialistas do governo e da iniciativa privada, e se propõe a destrinchar o perfil e oportunidades das principais bacias, em publicações seguintes.

“A classificação de risco de uma área está diretamente ligada à capacidade tecnológica para explorá-la naquele momento. Bacias sedimentares hoje desconhecidas poderão ser mais atraentes no futuro, a depender de ferramentas tecnológicas que rompam barreiras de conhecimento”, avalia o geólogo e consultor João Clark.

Ele cita o exemplo da Bacia do Paraná, com a maior parte da sua área coberta por derrames de basalto, uma rocha vulcânica que impede a produção de imagens de qualidade nas camadas inferiores. “Era assim no pré-sal. Até o começo do atual século, não se conseguia enxergar abaixo das camadas de sal e a perfuração de poços nesses ambientes eram caríssimas e demoradas. Hoje, esses paradigmas tecnológicos já foram quebrados”, afirmou.

O Brasil conta com 684 bacias sedimentares, entre terrestres e marítimas. Mas apenas 52 têm dimensões razoáveis. Desse total, 22 bacias estão mais alinhadas com as expectativas do setor, segundo o último Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

O maior esforço exploratório se concentrou, nas últimas décadas, nas bacias de Campos e Santos, sobretudo no pré-sal, que responde por 76% da produção diária de óleo e gás, de 4,3 milhões de barris de óleo equivalente (boe), de acordo com os dados da ANP relativos a fevereiro deste ano.

A região, no entanto, demonstra esgotamento. O campo de Tupi está em declínio há três anos e o de Búzios está chegando ao limite do seu desenvolvimento. “Como vamos repor reservas se o nosso alvo é principalmente águas profundas? Precisamos nos antecipar. Já estamos perdendo tempo”, questiona a ex-diretora geral da ANP e sócia da Chambriard Engenharia e Energia, Magda Chambriard.

O atual diretor-geral da agência, Rodolfo Saboia, concorda que “sem a exploração de novas fronteiras, poderemos voltar a ser dependentes de importação de petróleo”.

Por enquanto, o mercado entende como nova fronteira a Margem Equatorial, que teria um potencial comercial evidente, sobretudo na Bacia da Foz do Amazonas, considerando o sucesso da vizinha Guiana.

O debate entre a indústria de óleo e gás e ambientalistas sobre a exploração da área, porém, se arrasta e não há sinais de uma conclusão. O presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, afirmou, no mês passado, que a presidência da República publicará, em breve, um decreto sobre a necessidade de realização de AAAS (Avaliação Ambiental de Área Sedimentar) para locais sensíveis à exploração de petróleo, como a Bacia da Foz do Amazonas, a principal aposta do setor para ampliar as reservas. As perspectivas, portanto, não são de solução no curto prazo.

A Petrobras tem persistido no pedido de licenciamento para perfurar o primeiro poço em águas profundas da bacia, mas continua esbarrando na resistência do órgão ambiental. Como alternativa de nova fronteira, fora da Margem Equatorial, a empresa passou a mirar a Bacia de Pelotas e está de olho também na Costa Oeste Africana e na América Latina.

A empresa possui pré-estudos de todas as áreas brasileiras e está adquirindo outros da região africana para, quando houver oportunidade, já estar com o dever de casa pronto.

“Temos interesse em qualquer área que tenha bom potencial de petróleo. Mas não tem nada de bom sendo oferecido. Sendo oferecido alguma coisa boa para a gente, a gente participa. Tem leilão neste ano no Suriname, mas não identificamos ainda oportunidades”, afirmou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes. “O que nos permitiu entrar em São Tomé e Príncipe foram os conhecimentos prévios que os nossos geocientistas já têm daquela área”, complementou.

Mendes afirma que a Petrobras só vai realizar estudos sísmicos nas áreas adquiridas em leilão, como em Pelotas. O avanço da empresa sobre as demais bacias dependerá, portanto, da vontade do governo, que define os blocos a serem ofertados.

“A gente precisa separar bem o papel da Petrobras como empresa de economia mista, do papel do governo. O governo é quem decide onde ele quer fazer leilões. A Petrobras, como empresa de economia mista, vai lá e adquire ou não”, disse o diretor.

A ANP tem em mãos, atualmente, 188 áreas para oferecer ao mercado, entre as quais apenas 13 são de elevado potencial – 8 na Bacia de Campos e 5 na Bacia de Santos.

A maioria, 151, é de nova fronteira, ou seja, há pouco conhecimento sobre elas. Poucos foram os poços perfurados nessas áreas e, em alguns casos, nunca houve descoberta. Para parte desse grupo, o acesso à infraestrutura e tecnologia ainda é desafiador.

Na carteira de blocos de novas fronteiras da agência reguladora, quase a metade está localizada em águas profundas e ultraprofundas (são 68). Outros 43 estão em águas rasas e as demais, no ambiente terrestre. No universo marítimo, há dezenas de bacias, que se estendem pelas margens Equatorial (5 bacias) e Leste (12 bacias).

Ao analisar o potencial brasileiro, a EPE destaca, especialmente, a “possibilidade de avanço das atividades de exploração e produção, na área pleiteada junto à ONU de extensão da Plataforma Continental Jurídica Brasileira, que demonstra, preliminarmente, uma excelente continuidade das acumulações do pré-sal”.

Ela ressalta também as oportunidades no extremo sul das águas ultraprofundas da Bacia de Pelotas, por conta do interesse crescente na porção uruguaia, “impulsionado pelas descobertas, em turbiditos do Cretáceo, na margem conjugada africana”. “Embora, até o momento e ao longo de toda a Bacia de Pelotas, descobertas não tenham sido realizadas, estudos de integração sísmica, estratigráfica e estrutural apontam para a existência de oportunidades análogas”, informa a EPE.

A visão do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás (Ineep), no entanto, é que a baixa perspectiva de crescimento das reservas está diretamente relacionada à retração dos investimentos na exploração, nos últimos anos.

“Não há como única alternativa a Margem Equatorial, uma região de alta sensibilidade ambiental. Falta atividade exploratória, por exemplo, em porções das bacias de Sergipe-Alagoas”, diz o coordenador-geral do instituto, Mahatma Ramos. Segundo ele, as empresas do porte da Petrobras têm investido mais em exploração do que a estatal, nos últimos anos, inclusive naqueles em que o barril de petróleo está valorizado.

O número de poços exploratórios perfurados caiu drasticamente desde 2011, passando de 150 para 22, no ano passado, de acordo com a ANP. Considerando apenas as bacias de novas fronteiras, a queda foi de 26 para 12 no período, sendo que, em 2012, houve um pico de 37 poços exploratórios perfurados em áreas com essa característica. Os números só não são piores por conta dos esforços das petrolíferas que têm como foco o ambiente terrestre, com destaque para a Eneva, a única a explorar em nova fronteira, desde 2019.