Em 2019, Brasil produzirá 5 milhões de barris de petróleo/dia

Até pouco tempo atrás, o pré-sal era uma interrogação. Hoje, trata-se de uma realidade. A afirmação é do ministro de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, que participou do EXAME Fórum Energia, em São Paulo. Segundo o ministro, em 10 anos, o país estará produzindo cerca de 5 milhões de barris de petróleo diariamente.
"O Brasil vive um momento impar na sua história", afirmou. "Na década de 70, importávamos 80% do petróleo que consumíamos. Nos últimos dois anos atingimos a auto-suficiência. E nos próximos dez anos, mais do que duplicaremos a produção nacional de petróleo".
De acordo com o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Maurício Tolmasquim, em 2019 o país exportará o equivalente ao volume do óleo que produz hoje, de cerca de dois milhões de barris.
Segundo Zimmermann, o crescimento industrial do pré-sal será um indutor da expansão econômica brasileira, ao lado do incremento da produção de energia por hidroelétricas e outras fontes renováveis. O ministro lembrou da importância de grandes projetos na área implementados a partir de 2006, como o das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau, ambas no Rio Madeira, e do desafio de garantir o desenvolvimento do setor pelos próximos dez anos.
O consumo per capita nacional - hoje de 2.300 kw/h, três vezes menor que o europeu - deve aumentar, segundo o ministro, à medida que a classe média brasileira se fortalece. "Para atender a demanda e grantir o crescimento, teremos que incrementar a produção energética em 70 mil MW até 2019", afirmou, acrescentando que as fontes alternativas ajudarão o país a alcançar essa meta. Zimmermann se disse surpreso com o resultado do último leilão de energia alternativa realizado no mês passado e que teve o maior número de projetos habilitados do setor.
"A participação expressiva da energia eólica e sua competitividade foi impressionante", disse. "Torcemos agora pela geração energética a partir da biomassa. Há uma perspectiva positiva para o crescimento desse tipo de fonte a preços competitivos". Segundo o ministro, o Brasil tem a vantagem de ter diversas fontes disponíveis e complementares. "Quem quiser investir aqui, sabe que pode contar com uma infraestrutura energética modelo".

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Setor de petróleo é dos que causam preocupação

Depois do vazamento da BP, no Golfo México, empresas do setor de petróleo que operam no Brasil começaram a se preocupar com o que estão chamando de "risco Petrobras". Não se trata do risco de um vazamento semelhante na costa brasileira. Mas de um temor de que Brasília siga o exemplo do presidente americano, Barack Obama. Após o acidente, Obama declarou uma suspensão de novas atividades petroleiras no Golfo durante seis meses. Para evitar perdas que poderiam ser causadas por uma moratória como a de Obama, as empresas estrangeiras com operações no Brasil já estão tentando fazer um seguro para o risco Petrobras. "Essa é uma preocupação que os estrangeiros do setor passaram a ter no Brasil depois do caso da BP", diz Keith Martin, da Aon.
A Aon no Brasil, diz Martin, já fez uma cotação para uma empresa do setor petrolífero. "Pediram uma apólice bastante alta, de US$ 200 milhões, para o caso de um eventual rompimento de contrato por parte da Petrobras. O prêmio ficou em 1% desse valor", disse. O negócio não foi fechado ainda. Martin crê que coberturas assim estejam sendo negociadas no mercado de seguro europeu.
Outro risco associado ao Brasil é a violência. "Há dois anos, uma empresa do norte da Europa nos procurou dizendo que tinha planos de se instalar no Brasil", lembra Geert Aalbers, da Control Risks. Em geral, os europeus são muito cautelosos quando se trata de riscos de segurança. A empresa, que Aalbers preferiu não identificar, fabrica bens de consumo bastante visados e o medo era em relação ao roubo de carga e à exposição de seus funcionários. "Treinamos o pessoal deles, criamos procedimentos internos para o transporte das mercadorias, orientamos o emprego de dispositivos contra roubo nos caminhões", diz. "Eles acharam os riscos gerenciáveis e estão instalados aqui."
Quanto ao risco político, essa não é mais uma preocupação de multinacionais e investidores que consultam empresas de risco quando falam de Brasil.

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Pré-sal já tem 29 bilhões de barris comprovados

As reservas do pré-sal da Bacia de Santos podem conter 15 a 20 bilhões de barris, além dos 14 bilhões confirmados pela Petrobrás até agora. A projeção é da certificadora Gaffney, Cline & Associates, em relatório elaborado por encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Segundo o trabalho, o potencial do pré-sal é equivalente ao de grandes bacias produtoras mundiais, como as areias betuminosas canadenses e a faixa do Orinoco, na Venezuela.
O relatório foi feito para auxiliar a ANP nas negociações com a Petrobrás para venda de barris do pré-sal no processo chamado de cessão onerosa, que garantiu ao governo recursos para participar da capitalização da estatal. A ANP costuma trabalhar com um potencial de 50 bilhões de barris para o pré-sal, mas é a primeira vez que reservatórios fora das concessões da Petrobrás são certificados oficialmente.
O trabalho da GCA apontou reservas de 7,8 bilhões de barris para a área de Libra, informação divulgada essa semana pelo governo, e de 5,45 bilhões de barris para Franco, que foi incluído no contrato de cessão onerosa. O resto das reservas projetadas vêm de áreas no entorno de Tupi, Iara e Júpiter - descobertas da Petrobrás - além dos reservatórios de Florim, Tupi Nordeste, Pau-Brasil, Peroba e Guará Sul.
Segundo o documento, a probabilidade de acerto é de 70% para as áreas à exceção de Florim, de mais difícil análise. De todo modo, diz a GCA, o volume certificado é equivalente à soma de uma série de descobertas gigantes feitas nos últimos anos, como o campo de Kashagan, no Casaquistão, a área no Golfo do México que permitiu a instalação da Thunder Horse, a maior plataforma de petróleo do mundo, além de áreas na Bacia de Campos como Marlim e Roncador.
Além da capacidade de exploração na região, a GCA destacou as condições de exploração no local, caracterizado por uma "vedação quase perfeita" e sustentado em uma rocha matriz "madura". "A natureza relativamente singular do play (sistema petrolífero) pré-sal (...) faz com que ele possa ser comparado de perto a plays com recursos expandidos, como as Areias Betuminosas canadenses de Athabasca, o Cinturão Venezuelano de Óleo Pesado do Orinoco e os folhelhos norte-americanos de gás."
Ano-chave. O início da produção comercial em Tupi e a previsão de licitação de Libra farão de 2011 um ano-chave para testar a atratividade do pré-sal. A expectativa é de executivos do setor, que estiveram reunidos esta semana na feira Rio Oil & Gas. Quatro anos após sua confirmação, o pré-sal vem mudando a estratégia de governo e das petroleiras com atuação no Brasil.
O reservatório de Tupi tem de ser declarado comercial até o fim do ano, quando vence o prazo exploratório do contrato de concessão. Em outubro, chega ao País a plataforma do projeto-piloto de produção na área, que esclarecerá a viabilidade comercial do projeto.
"O piloto vai indicar, por exemplo, se os reservatórios suportam a injeção de água e gás carbônico", disse o assessor da área de exploração e produção da Petrobrás, Alberto Sampaio. A injeção de água é uma técnica usada para aumentar a pressão no reservatório, garantindo maior fator de recuperação das reservas. É um dos fatores que definirão se o volume de petróleo de Tupi está mais para 5 bilhões ou para 8 bilhões de barris.
As perspectivas são otimistas, como mostra o relatório da GCA. No setor de petróleo, porém, costuma-se dizer que apenas a perfuração de poços pode confirmar qualquer projeção. E, no caso do pré-sal, é grande a expectativa com os testes que serão feitos em Tupi. A plataforma deve entrar em operação até dezembro, mas a Petrobrás quer antecipar o cronograma.
Do ponto de vista político, o grande teste será o leilão de Libra, com reservas estimadas em até 8 bilhões de barris. O governo está otimista na aprovação do marco regulatório do setor e espera colocar o projeto em leilão até o primeiro trimestre de 2011.
"É prematuro fazer qualquer avaliação no momento, mas estamos interessados em acompanhar o desenvolvimento deste novo modelo e eventualmente disputar novas áreas para ampliar o portfólio no país", disse o gerente geral da Unidade de Exploração da América Latina da Chevron, Richard Eisemberg.
"É claro que o novo modelo de contrato terá de ser estudado, mas há predisposição em participar da disputa", afirmou André Leite, da norueguesa Statoil.

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