Magda Chambriard: “Exploração não reagiu no ritmo devido”

À frente da ANP quando o supercampo de Tupi foi declarado comercial, em 2008, Magda Chambriard foi personagem ativa do período áureo da história do petróleo no país. Agora que o pré-sal caminha para o amadurecimento, a engenheira avalia que o compartilhamento de infraestruturas entre campos, para reduzir custos, é uma alternativa para o futuro da região.

“Vamos descobrir mais no pré-sal? Vamos. Elas serão do tamanho de Lula (atual Tupi) ou Búzios? Provavelmente, não”, disse a engenheira.

Num cenário em que o pré-sal já não é mais tão próspero e a exploração da Margem Equatorial ainda depende do licenciamento do Ibama, Chambriard aponta as bacias de Sergipe-Alagoas, Pelotas e Parecis como as melhores oportunidades para aumentar as reservas brasileiras. Em sua opinião, com o preço do petróleo em alta, a intensidade do investimento na exploração de novas áreas já poderia ter sido retomada.

Leia a seguir os principais trechos da entrevista concedida à Brasil Energia.

O que vem após o pré-sal?

Logo de cara, a bacia de Sergipe-Alagoas. A Petrobras está com dificuldade de contratar as plataformas. Estamos com dificuldade em um projeto que deve ajudar a repor as reservas e a trazer gás para aumentar a sua inserção e garantir a modicidade tarifária.

Que outras oportunidades existem na Margem Leste?

Temos a Margem Leste. Mas toda parte do Norte do Espírito Santo, Sul da Bahia, até a fronteira de Sergipe é tida como ambientalmente sensível. Por ali tem Abrolhos e outras áreas nessa condição. No passado, foi tentado abordar Jacuípe, mas não foi adiante também. Esse contexto envolve as bacias de Camamu-Almada, Jequitinhonha até Jacuípe, que são tidas como de sensibilidade ambiental. Então, pouco a pouco, vai sendo inviabilizada a exploração de petróleo e gás no país.

Não há alternativa?

Vejo a Bacia de Pelotas, que corresponde geologicamente à área da Namíbia, onde houve descobertas relevantes que estão sendo abordadas. Bem do lado, apareceu uma descoberta grande da Eni, na Costa do Marfim. O Uruguai, recentemente, licitou áreas (próximas a Pelotas). A Argentina está licitando áreas nessa região. Eu diria que, sem Sergipe-Alagoas e a Margem Equatorial, só consigo pensar em Pelotas.

E a Bacia do Paraná?

Essa bacia tem 1,3 milhão de km² no território brasileiro, abrange oito estados. Ela seria o ideal para explorar, até porque seria prioritariamente para gás, pelo que temos conhecimento. Só que, olhando para a Bacia do Paraná, vemos duas camadas imensas de basalto, dificílimas de perfurar e, principalmente, de olhar para ver o que tem embaixo. O melhor levantamento sísmico que tenho notícia foi feito pela ANP. Depois disso, o Estado parou com o investimento. Isso não progrediu. A Bacia do Paraná persiste enfrentando todas as dificuldades do passado, de engenharia e mapeamento. Se ela tivesse mesmo gás em oito estados brasileiros no Sul do Brasil até o início do Centro-Oeste, seria maravilhoso. Mas, por enquanto, isso ainda é uma incógnita cara de enfrentar.

Nenhuma oportunidade mais?

Outra bacia de nova fronteira que a ANP também tentou enfrentar foi a Bacia do Parecis. Eu, particularmente, acredito que ela merece um investimento público maior. Essa bacia tem cerca de 400 mil km², localizada na região do agronegócio brasileiro, para gás. A ANP chegou a perfurar um poço estratigráfico. Há indícios de gás. Foi a única bacia brasileira que a carta estratigráfica foi feita pela ANP. Todas as outras foram feitas pela Petrobras. Essa situação me mostra que valeria à pena explorar um pouco mais. Muitos colegas dizem que o risco exploratório é altíssimo. Eu digo: bem-vindos a essa indústria. Nova fronteira é um risco exploratório elevado.

Se você pudesse escolher, em quais novas fronteiras da Margem Leste apostaria?

Eu acredito que deve ser feita uma concentração de esforços agora em Pelotas e no Parecis. Mas a gente não pode desistir da Margem Equatorial. Nesse ponto, meu foco é a Foz do Amazonas, pelo tipo de geologia, pelo afastamento da costa, pelas águas profundas e pelo talude mais espesso. Indo para o Pará-Maranhão, que muitos defendem e que é possível que tenha coisa boa lá, já é encontrado parcel. A OGX ficou parada lá por um ano por questões de licenciamento ambiental e depois foi desmobilizada sem conseguir perfurar. Na Bacia do Ceará, houve produção em águas rasas por muito tempo e uma empresa especialista como a Petrobras não se aventurou a ir em águas profundas ali. Isso deve ter algum motivo. Em Barreirinhas, a mesma coisa. E a própria Potiguar. Louvo a iniciativa da Petrobras em perfurar Pitu (campo da Bacia Potiguar). É ótimo ter uma continuidade exploratória. O Brasil está precisando. Em 2023, a Petrobras não perfurou um poço pioneiro.

Nas últimas gestões da Petrobras, houve uma queda significativa do investimento em exploração. As petrolíferas internacionais não costumam tomar esse risco na frente da Petrobras. É possível que existam outras oportunidades que não tenham sido exploradas por falta de iniciativa?

Certamente. No mundo todo a exploração oscila conforme o preço do petróleo. Isso aconteceu em 2014. Só que, ao longo do tempo, o preço do petróleo foi reagindo e o Brasil não reagiu (na atividade exploratória) no ritmo esperado, por conta do desafio da Petrobras de desenvolver o pré-sal. A sensação de fora é que a Petrobras disse assim: não vou me preocupar com isso porque já tenho trabalho demais para desenvolver o pré-sal. Mas a carteira de projetos de uma companhia não pode ter só o curto prazo. Se eu tivesse que fazer uma crítica a esse momento da falta de exploração, eu diria que, no mínimo, a política da empresa minimizou o longo prazo.

Faltou planejamento?

Não sei se faltou planejamento ou se foi intencional. Você lembra que o ministro em exercício dizia que a Petrobras não seria nada em 10, 15 anos. Se a decisão é essa, então realmente não há motivo para explorar. Aparentemente, a política da empresa era de venda. Então, se é de venda, outro vai explorar. Isso foi ultrapassado. Estamos num outro momento e espero que a Petrobras se torne um pouco mais agressiva em termos exploratórios, num compasso esperado considerando o atual preço do petróleo no mercado internacional.

Se houver um esforço exploratório maior no pré-sal, é possível ainda ter uma grande descoberta?

Vamos descobrir mais no pré-sal? Vamos. Elas serão do tamanho de Lula (atual Tupi) ou Búzios? Provavelmente, não.

Qual o caminho para o pré-sal?

O que é o campo de Wahoo, da Prio, se não uma pequena oportunidade no pré-sal, para produzir 40 mil barris em águas ultraprofundas, que sequer se pagaria se fosse desenvolvido sozinho. A Prio está fazendo um tieback de uma plataforma que já está em operação. Do contrário, o projeto não seria viável. A gente tem que entender que tem coisas para abordar, mas elas estão se escasseando. Eu, particularmente, enxergo o futuro do pré-sal e da Bacia de Campos com muitas oportunidades de tiebacks.

Mas os volumes de produção são pequenos...

Ainda assim, eles ajudam a reduzir custos e a estender a vida produtiva.