PROGRAMA 2053

PETRÓLEO E GÁS

A indústria de Petróleo e Gás (P&G) é complexa, rica e diversificada, sendo determinada por estratégias de médio e longo prazos e possuindo forte influência do mercado internacional. Nesse mercado, variáveis que perpassam questões geopolíticas se entrelaçam com aspectos tecnológicos e econômicos, o que torna crítica a função de planejamento, que é o principal desafio do setor.

Nesse sentido, o Programa 2053 – Petróleo e Gás do PPA 2016-2019 apresenta um desenho voltado às políticas públicas para o segmento de upstream de petróleo e de gás natural, ou seja, as fases de exploração e produção, e para o segmento midstream de gás natural, que engloba o seu processamento e transporte. Este desenho engloba cinco objetivos e nove metas (vide Tabela 01).

Tabela 01: Objetivos e metas do Programa 2053 – Petróleo e Gás no PPA 2016-2019.

2053 – Petróleo e Gás

Objetivos

Metas

0053 - Planejar a manutenção e o desenvolvimento das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, tendo como ferramenta principal o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás.

  • Revisar e atualizar bienalmente o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás.
  • Ofertar áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural.
  • Propor novas diretrizes estratégicas a serem alcançadas pela política de exploração e produção de petróleo e gás natural.

0057 - Produzir petróleo e gás natural por meio da implantação de sistemas coordenados de exploração, produção e processamento, atendendo à política de conteúdo local.

  • Produzir anualmente, em média, 2,5 milhões de barris de petróleo por dia.
  • Produzir anualmente, em média, 95 milhões de m³ de gás natural por dia.

0063 - Incentivar o desenvolvimento sustentável da indústria do petróleo e gás natural, com ações voltadas à geração de empregos, à qualificação profissional, à competitividade,         à         pesquisa, desenvolvimento e inovação e ao conteúdo local.

  • Implementar a política para aumento da participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural.
  • Elaborar diretrizes para aplicação dos recursos advindos da cláusula de P&D constante nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.

0529 - Planejar e expandir a infraestrutura de transporte e o mercado de gás natural,

  • Publicar revisões do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário de Gás Natural (PEMAT) a cada dois anos.

tendo por base o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário de Gás Natural - PEMAT.

  • Expandir a oferta interna potencial de gás natural.

1091 - Promover a sustentabilidade ambiental nos processos de exploração e produção na cadeia produtiva do petróleo e gás.

  • Implementar cinco instrumentos do Plano Nacional de Contingência para Incidentes de Poluição por Óleo em Águas sob Jurisdição Nacional.

O desenvolvimento da indústria de petróleo e gás possui correlação direta com a disponibilidade de áreas para realização de exploração e explotação de hidrocarbonetos (ou pesquisa e produção de petróleo e gás natural). Por se tratar de bem estratégico e não renovável, faz-se necessária a busca constante da descoberta de novas reservas, com vistas à manutenção dessas atividades, o que ocorre por meio da oferta continuada de áreas em bacias sedimentares, tanto na modalidade de concessão quanto na de partilha de produção.

Apresenta-se adiante, de forma mais detalhada, os resultados mais relevantes do Programa de petróleo e gás no âmbito do PPA 2016-2019.

PRINCIPAIS RESULTADOS

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO

Os projetos de desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural em andamento no País são de grande importância estratégica, econômica e social, tendo atingido uma produção média diária, em novembro de 2018, de 3,25 milhões de barris de óleo equivalente (boe), o que corresponde a um aumento de 9,4% de nossa produção média em relação àquela de novembro de 2015, que foi de 2,97 milhões de boe/dia. O Plano Decenal de Energia (PDE) 2027 projeta uma produção média diária de 4,0 milhões de barris de petróleo e líquido de gás natural (LGN) em 2026, o que representa um aumento substancial para o período.

Os principais destaques em relação à produção, foram:

No que concerne às atividades exploratórias, em 2018 a ANP registrou o total de 17 notificações de descobertas de hidrocarbonetos, sendo 11 em terra e 6 em mar. No mesmo período, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) recebeu 11 declarações de comercialidade, ou seja, notificações escritas do concessionário à ANP declarando a jazida como descoberta comercial na área de concessão. Foram também concluídos 27 poços exploratórios em 2018, sendo 6 em mar e 21 em terra, com destaque para Bacia do Parnaíba, com 10 poços perfurados.

PLANEJAMENTO DO SETOR

O Governo vem trabalhando para a atração de investimentos em nossos setores produtivos, como forma de reduzir o desemprego que assola expressiva parcela da população economicamente ativa, incluindo aí o setor petrolífero, dada sua importância no PIB. Corrobora, nesse sentido, a retomada dos leilões de Petróleo e Gás Natural (P&G) no País, o que demandou esforços para o aperfeiçoamento da legislação brasileira com o intuito de melhorar o ambiente de negócios e, consequentemente, atrair mais investimentos para o País. Para tanto, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a Resolução CNPE nº 17, de 2017, com a nova Política de Exploração e Produção de P&G. Dessa forma, a ANP atendeu às diretrizes do CNPE e introduziu novidades nas rodadas de licitações realizadas em 2018 como a adoção da fase única de exploração, royalties distintos para áreas de novas fronteiras e bacias maduras, redução do patrimônio líquido mínimo para não operadores e incentivos para aumentar a participação de fundos de investimentos.

Nas licitações sob o regime de partilha da produção para exploração e produção de petróleo e gás natural no polígono do Pré sal, a empresa ou consórcio vencedor é aquele que oferece a União o maior percentual de excedente em óleo. No regime de partilha da produção o bônus de assinatura é fixo, diferentemente do regime de concessão, que é utilizado como critério julgador de oferta. De acordo com a legislação vigente, a Petrobras tem o direito de preferência para atuar como operadora nos blocos do Pré-sal no certame. Quando a Petrobras manifesta interesse em atuar na condição de operadora, ela deve informar em quais áreas deseja exercer esse direito, indicando sua participação no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%.

No regime de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural, que englobam as áreas externas ao polígono do Pré sal, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás que venha a ser descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a concessionária paga participações governamentais, tais como: bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial.

Com a nova Política foi possível estabelecer um planejamento de rodadas até 2021. Em dezembro, o CNPE aprovou as Resoluções nº 17, 18 e 19, que tratam dos leilões de prospectos a serem ofertados no regime de Partilha e Concessão. Tais Resoluções estão em consonância com o plano plurianual de oferta de áreas, dando uma maior previsibilidade para a indústria.

Dessa forma, será realizada a 6ª Rodada de Partilha em 2019, havendo ainda o planejamento da 7ª Rodada, para 2020, e da 8ª Rodada, para 2021. Para a 6ª Rodada foram aprovados pelo CNPE os parâmetros econômicos dos prospectos de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário, situados na Bacia de Santos e de Norte de Brava, situado na Bacia de Campos. Para a 7ª Rodada de Partilha de Produção estão sendo propostas as áreas denominadas Esmeralda, Ágata e Água Marinha, sendo que as duas primeiras se localizam na Bacia de Santos e a última na Bacia de Campos. Para a 8ª Rodada de Partilha estão sendo propostas as áreas denominadas por Tupinambá, Jade, Ametista, na Bacia de Santos, e Turmalina, na Bacia de Campos.

O calendário de rodadas externas ao polígono do Pré-sal, a serem outorgadas em regime de concessão, prevê a realização das seguintes rodadas até 2021: a 16ª (em 2019), a 17ª (em 2020) e a 18ª (em 2021), além dos blocos relativos ao sistema de Oferta Permanente.

Em relação à elaboração do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário de Gás Natural (PEMAT), que decorria de determinação constante no Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010, destaca-se que esse foi alterado pelo o Decreto nº 9.616, de 17 de dezembro de 2018, que eliminou a exigência de publicação do Plano. Dessa forma, o Ministério de Minas e Energia passa a considerar, para proposição de ampliações e expansões de gasodutos de transporte, estudos da Empresa de Pesquisa Energética - EPE.

ESTUDOS GEOLÓGICOS E GEOFÍSICOS

Os levantamentos conduzidos pela ANP englobaram a realização de levantamentos sísmicos, perfuração de poços estratigráficos e aerolevantamentos.

Para o ano de 2018, a Agência informou o que se segue.

1. BACIA SEDIMENTAR DO PARNAÍBA

META: Perfurar um poço estratigráfico e realizar a aquisição de 2.000 km lineares de dados sísmicos bidimensionais.

Situação em 31 dezembro de 2018: Os projetos foram cancelados.

A meta inicial prevista para a Bacia do Parnaíba era adquirir 2.000 km de dados sísmicos 2D e perfurar 1 poço estratigráfico. No entanto, esta meta precisou ser revista, tanto a aquisição de dados sísmicos 2D quanto a perfuração do poço estratigráfico, que estava prevista para 2019, foram canceladas e os projetos suspensos.

2. BACIA SEDIMENTAR DOS PARECIS

META: Aquisição de 5.321 km lineares de sísmica 2D e perfuração de 1 poço estratigráfico.

Situação em 31 dezembro de 2018: Projetos concluídos com êxito.

Durante o ano de 2017, foram adquiridos 5.321 km de dados sísmicos. Em 02/01/2018, celebrou-se o Termo Aditivo nº 03/2018 que reduziu em 25% o valor global do contrato. Assim, no final do mês de janeiro, deu-se prosseguimento a avaliação do processamento sísmico de 106.437 pontos de vibração (PV). Os dados brutos e processados foram verificados e aprovados pelo Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP e o projeto foi encerrado. Com relação ao poço estratigráfico, a perfuração foi realizada em 2016 e o projeto foi concluído.

ZONEAMENTO NACIONAL DOS RECURSOS DE ÓLEO E GÁS

O Zoneamento Nacional dos Recursos de Óleo e Gás relativo ao ciclo 2015-2017 foi publicado em dezembro de 2017. Os estudos de atualização relativo ao Ciclo 2018-2020, encontra-se em andamento pela EPE, sob a coordenação do MME e com o apoio da ANP. Serão atualizadas as áreas prioritárias para o desenvolvimento e manutenção das atividades da indústria do petróleo e gás natural no território e na plataforma continental brasileira, que servem de base para o planejamento de áreas para as rodadas de licitação e para a tomada de decisões sobre pesquisas, projetos e atividades de levantamentos geológicos básicos.

REVITALIZAÇÃO DA ATIVIDADE DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL EM ÁREAS TERRESTRES

Foi criado o Programa para Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE), que tem como principais objetivos revitalizar as atividades de E&P em áreas terrestres em todo o território nacional, estimular o desenvolvimento regional, além de aumentar a competitividade da indústria petrolífera onshore nacional. O relatório que consolida o diagnóstico setorial e contém as principais ações a serem conduzidas foi publicado no site do MME, e foi criado um Comitê Diretivo do Programa REATE (CDR) para acompanhar a implementação dessas ações.

A Petrobras, por motivos diversos, dentre os quais cabe citar a necessidade de reequilíbrio financeiro e o grande potencial petrolífero das descobertas realizadas na última década nos reservatórios Pré-sal das bacias de Campos e Santos, tem concentrado seus recursos técnicos e financeiros no desenvolvimento de campos offshore. Tal situação contribuiu para o declínio da produção nas bacias maduras onshore e ainda para a busca de alienação dos projetos de menor atratividade para a Empresa.

Nesse sentido foi elaborado pela Companhia um plano de desinvestimento de ativos de exploração e produção em terra e no mar, composto por infraestrutura de produção e campos petrolíferos de menor interesse para empresas de maior porte, no entanto de grande importância para as regiões onde eles ocorrem.

O sucesso desse programa de desinvestimento de ativos de exploração e produção de petróleo e gás natural pode contribuir para a atração de investimentos de outras empresas operadoras, criação de emprego nas áreas onde se localizam e arrecadação de participações governamentais pela União e demais entes federados no curto prazo.

Tal ação está alinhada com políticas de governo que objetivam a estimular o desenvolvimento local e regional, geração de empregos e renda, arrecadação de tributos, sendo extremamente significativa para aumentar a competitividade da indústria petrolífera onshore nacional.

Atualmente, a Petrobras, em seu Plano de Desinvestimentos e Parcerias, conta com 35 projetos, no âmbito do Projeto Topázio e Ártico, envolvendo a venda de 136 campos de produção de petróleo, dos quais a maior parte localiza-se em terra (nos Estados do Rio Grande do Norte, Sergipe, Bahia, Rio de Janeiro e São Paulo).

PROMOÇÃO DA SUSTENTABILIDADE AMBIENTAL

O setor tem, em geral, registrado dificuldades para a definição da viabilidade ambiental das áreas para oferta em licitação, onde percebe-se maiores entraves para oferta de áreas fora das bacias de Campos e Santos. Nas demais bacias, percebe-se dificuldades para oferta e ainda para o licenciamento de atividades de exploração e produção na Bacia do Solimões e também nas bacias da margem equatorial, quais sejam as bacias do Foz do Amazonas, Pará-Maranhão e Barreirinhas, principalmente, além do bloqueio para oferta de áreas em águas rasas em todo o País, ou a distâncias inferiores a 50 km da linha de costa ou de unidades de conservação integral. O tratamento das dificuldades citadas contribuirá para a melhoria do ambiente de confiança e aumento da competitividade da indústria petrolífera no País.

Mesmo com o processo de Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares relativo à Portaria Interministerial nº 198, de 2012, que somente em 2018 iniciou estudos nas bacias do Solimões e de Sergipe-Alagoas/Jacuípe, e a manifestação conjunta entre representantes do MME - ANP e do MMA – Ibama sobre a viabilidade ambiental das áreas a serem ofertadas, não se tem obtido grandes avanços no aumento da previsibilidade do licenciamento ambiental.

CONSIDERAÇÕES E PERSPECTIVAS

Como exposto, em termos de resultados do Programa de Petróleo e Gás, destaca-se a retomada dos leilões de P&G no País, o que demandou esforços para o aperfeiçoamento da legislação brasileira com o intuito de melhorar o ambiente de negócios e, consequentemente, atrair mais investimentos para o País. Para tanto, o estabelecimento da nova Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural foi fundamental, com novidades como a adoção da fase única de exploração, royalties distintos para áreas de novas fronteiras e bacias maduras, redução do patrimônio líquido mínimo para não operadores e incentivos para aumentar a participação de fundos de investimentos. Assim, o sucesso das rodadas realizadas demonstra o acerto das medidas, bem como projeta como alvissareiras as rodadas planejadas até 2021, com a perspectiva de se atrair investimentos para o País com a geração de milhares de empregos.