Entrevista: ANP aperta fiscalização e pede resultados

Petróleo & Energia, Carvalho: meta é queimar menos de 3% do gás natural nas plataformas
Carvalho: meta é queimar menos de 3% do gás natural nas plataformas

Aumentar a produção e reduzir a queima é a meta da ANP. A afirmação é de Florival Rodrigues de Carvalho, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que desde junho de 2011 acompanha de perto a exploração e a produção de hidrocarbonetos no país, uma das atribuições de seu cargo. O tema petróleo é recorrente na vida deste alagoano que fez carreira em Pernambuco, onde se formou engenheiro químico e se especializou em engenharia de segurança pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE, 1984), fazendo em seguida mestrado e doutorado na Universidade Estadual de Campinas (Unicamp, 1989 e 1996).

Sua trajetória profissional soma experiência em três áreas correlatas. O petróleo e o gás natural passaram a fazer parte do dia a dia na última década, durante a qual passou pelo menos sete anos na ANP: a primeira vez, entre 2004-2005, como assessor do ex-diretor Haroldo Lima, retornando em 2007 para assumir a Superintendência de Planejamento e Pesquisa, cargo no qual permaneceu até ser nomeado diretor.

Mas foi nos segmentos petroquímico e sucroalcooleiro que Florival deu os primeiros passos no mercado de trabalho. Como engenheiro químico, atuou nas áreas de pesquisa, desenvolvimento, acompanhamento de processo, projeto e operação industrial, tanto na Cia. Petroquímica do Nordeste – Copene (hoje Braskem), em Camaçari-BA, quanto na Usina de Açúcar e Álcool Bom Jesus (Cabo-PE).

Nesta entrevista exclusiva, concedida cinco dias antes do leilão de Libra (ver reportagem sobre o leilão na pág. 38) o diretor da ANP antecipava um bom resultado “para todos”, afirmando que, mais além do pré-sal e da fiscalização, uma das prioridades da agência é cobrar ações das operadoras para recuperar a curva de produção de petróleo no país, em queda há mais de um ano.

Petróleo & Energia – O Brasil tem chances de mais do que dobrar suas reservas somente com o pré-sal. Qual a expectativa da ANP para este ano, em termos de reservas provadas? O senhor acredita que vai ser agregado um volume significativo até o dia 31 de dezembro?
Florival – Aprendi na ANP que, a despeito do tempo e dinheiro gastos para se descobrir uma reserva de petróleo, não é suficiente encontrá-la: além de descobrir, é necessário desenvolver o campo e produzir a custos competitivos. A notificação de descoberta é apenas uma declaração de indício. E há uma longa e difícil jornada entre a declaração de comercialidade e a produção. Hoje, concretamente, o Brasil tem 15 bilhões de barris em reservas prováveis e outro tanto em reservas possíveis. Em 2013 não houve declarações de comercialidade significativas. Até o final do ano teremos algumas, mas a expectativa é de aumento da reserva brasileira apenas em 2014.

P&E – Por que só em 2014?
Florival – A ANP aprovou a antecipação do TLD (teste de longa duração) para o campo de Franco, uma das seis áreas da cessão onerosa (as outras são: Entorno de Iara, Guará Sul, Florim, Tupi Nordeste e Sul de Tupi, além de uma área contingente, Peroba). O TLD vai possibilitar à Petrobras ter informações substanciais sobre os reservatórios, as quais vão dar mais garantias à sua declaração de comercialidade.

P&E – Quando a Petrobras tem de fazer essa declaração de comercialidade?
Florival – Pelo Programa Explora­tório Obrigatório (PEO), específico do contrato de Cessão Onerosa, a Petrobras teria até setembro de 2014 para fazer essa declaração de comercialidade. Ressalte-se que a lei permite prorrogar em até dois anos esse prazo, desde que seja bem justificada. Mas vemos um esforço muito grande da Petrobras para fazer a declaração de comercialidade de todos os campos sob este regime de cessão até setembro do próximo ano, começando por Franco, onde já perfurou mais de um poço. Quanto ela vai declarar de volume, ainda não sabemos. Além disso, a Petrobras antecipou em dois anos a perfuração do poço em Sergipe-Alagoas, que estava prevista para 2015, e já obteve resultados bastante animadores.

P&E – Qual a expectativa da ANP quanto ao potencial da cessão onerosa?
Florival – Contratamos a consultoria Gaffney-Cline para nos auxiliar nesse processo de reavaliação de toda a área da cessão onerosa até o final de 2014. Vamos cubicar cada campo – em termos de reservas prováveis, de volume de óleo in place –, agregar os dados econômicos e gerar o modelo de desenvolvimento para chegar a uma definição quanto aos preços do barril de petróleo para cada um desses prospectos. Ou seja, a Petrobras fará com estes campos o que a ANP fez com Libra, para realizar o leilão. O desenvolvimento dos campos de Lula e de Sapinhoá também nos dará respaldo técnico nessas análises.

P&E – A Petrobras pode extrair apenas 5 bilhões de barris. Se houver declaração, por exemplo, de que uma ou duas áreas juntas já somam este volume, o que será feito com as demais?
Florival – Tudo isso será avaliado oportunamente, para definir, por exemplo, que áreas ficarão com a Petrobras e quais serão devolvidas à ANP, por causa do custo, do modelo de desenvolvimento do campo, de uma série de fatores. Daí poderá acontecer uma nova rodada, similar à de Libra, para estes campos, verificando se seria mais atrativo licitar todas juntas ou em separado e assim por diante. Mas isso é uma questão a ser definida mais adiante. E caberá ao Conselho Nacional de Política Energética definir quando e o que deverá ser leiloado, ou se o governo vai dar outra solução. Mas nada disso deve acontecer em 2014, pois somente ao final do ano vamos saber o que a geologia nos reserva.

P&E – Uma vez declaradas as reservas provadas, a Petrobras tem que devolver os blocos, ou o governo vai esperar para ver se ela consegue extrair os cinco bilhões de barris?
Florival – Quando for feita a certificação, teremos ideia, com maior precisão, das reservas possíveis e prováveis, e daí vamos avaliar. A lei diz que só podem ser produzidos 5 bilhões de barris, mas o contrato coloca toda essa área sob concessão da Petrobras. Baseados na lei, vamos estudar saídas e também no aspecto de compensação, uma vez que a Petrobras terá feito todos os investimentos e corrido todos os riscos. Pode haver uma decisão do CNPE no sentido de haver uma compensação dos investimentos em óleo e daí será necessário alterar a lei de 2010. Mas isso é com o governo e o Congresso Nacional. Essa solução não deverá ser definida em 2014, pois ainda teremos a certificação, a análise de cada reservatório, o preço no reservatório e para retirar, e o desenvolvimento. Isso não deve ocorrer antes de 2015.

P&E – A superintendente de definição de blocos da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Eliane Petersohn, durante os seminários técnico-ambiental e jurídico-fiscal da primeira rodada do pré-sal, da ANP, afirmou que o pré-sal já acumula, em reservas provadas, 3,4 bilhões de barris de petróleo e 174 bilhões de metros cúbicos de gás natural. Essas reservas provadas se referem a quais declarações de comercialidade?
Florival – São referentes a todos esses campos que já estão produzindo. Hoje a Petrobras produz cerca de 330 mil barris de petróleo por dia do pré-sal. Mas não posso precisar exatamente a que áreas estão sendo atribuídos estes volumes de reservas provadas.

P&E – Quais são as áreas do pré-sal cujo prazo para as concessionárias apresentarem declaração de comercialidade vai até 31 de dezembro?
Florival – Não há áreas sob concessão no pré-sal, que estejam na etapa exploratória, com obrigatoriedade de apresentar declaração de comercialidade ainda neste ano. O que existe são áreas do pré-sal com Plano de Avaliação de Descoberta (PAD). Quando se faz a descoberta, ainda dentro do período exploratório, e não se tem tempo de fazer a avaliação, pode-se optar pelo PAD, pedindo prorrogação e se comprometendo a fazer mais ações.

P&E – Todas as áreas com PAD podem ter esta prorrogação?
Florival – Acabamos de colocar em audiência pública uma resolução que não vai mais aceitar nenhum PAD sem compromisso. Para ter os prazos estendidos, a operadora terá de construir obrigatoriamente um poço de extensão, além do reprocessamento de dados, para delimitar o reservatório. Estamos em consulta pública e queremos ver isso daqui pra frente.

P&E – Por que essa medida?
Florival – Ocorre que algumas operadoras pedem longos prazos no PAD e não concordamos com isso. Vamos dar menos tempo e cobrar mais ações. O prazo máximo será de dois anos: um ano para fazer o processamento e outro para o poço de extensão. Caso a operadora necessite de mais um ano, o terceiro, terá de assumir o que chamamos de compromisso firme de furar mais poços. Os prazos são calculados segundo parâmetros que levam em conta questões climáticas, condições do reservatório, tipo de rocha e profundidade. No entanto, é preciso furar, no mínimo, um poço por ano. Passado esse período, a empresa deverá declarar a comercialidade ou devolver a área. Estamos sendo muito rígidos com essa questão. Recentemente negamos a extensão de um PAD para uma operadora estrangeira que pedia mais dois anos. Demos apenas quatro meses e vamos ver o que ela fará.

P&E – A declaração agrega reserva provada? Afinal, o que é provada, possível e provável?
Florival – Já aprovamos uma nova resolução para redefinir os conceitos de provadas, possíveis e prováveis. Não se trata apenas de descoberta, mas também do custo do investimento e do plano de desenvolvimento. Ou seja, do que define se é possível explorar a preços competitivos de mercado.

P&E – A produção de gás tem aumentado de forma progressiva no último ano. Qual a perspectiva da ANP em relação ao aumento da produção e das reservas de gás natural? Poderemos mais do que triplicar as reservas de gás nos próximos cinco anos depois dos leilões de gás?
Florival – Shale gas ainda é futuro no Brasil. Após a 12ª rodada, vamos poder ter uma dimensão maior do cenário do gás, que começou a ser definido, mais ainda de forma tênue, nas 7ª e 9ª rodadas. Somente quando se começar a perfurar mais poços será possível conhecer melhor as rochas, a formação. E a partir daí avaliar o que fazer. Ainda é cedo para falar em aumento de reservas e de produção. O aumento da produção de gás se deu em função de Urucu, na Amazônia, e de Manati, na bacia de Camamu-BA, que têm uma relação gás/óleo bem acima da média. E é bom deixar claro que, mesmo aumentando a produção do pré-sal de 300 mil barris/dia para 1 milhão, o volume de gás natural não vai triplicar na mesma proporção. Parte da produção será reinjetada. O FPSO Cidade de Itajaí, que produz 70 mil barris, injeta quase todo o gás, usando apenas uma parte para gerar energia.

P&E – E a tão sonhada autossuficiência em gás natural?
Florival – Isso deverá acontecer a partir de 2019, 2020. Mas também é relativo, pois não sabemos qual vai ser a expansão do mercado, principalmente em relação ao consumo interno. Hoje se reinjeta grande parte no reservatório para aumentar a produção de óleo. O que temos de fazer é um esforço para aumentar a produção e não permitir a queima. Já aumentamos muito a eficiência em termos de queima – tivemos um recorde de eficiência em junho. Mas os TLDs, as plataformas que estão sob manutenção ou que devem passar ainda por ela, ainda queimam um pouco mais de gás para produzir o óleo. Queimar menos de 3% é a meta. E já alcançamos isso em meados deste ano, com a queima de menos de 3 milhões de metros cúbicos por dia. Mas estamos longe da Noruega, que tem baixíssima queima.

P&E – Quais os mecanismos que a ANP tem para assegurar uma manutenção desse aumento da produção, uma vez que é justamente para isso que o mercado foi aberto: incrementar a produção, reduzir as importações e desenvolver a indústria?
Florival – Tudo se resume em boas práticas da indústria de petróleo. No ano passado, pedimos a revisão do plano de desenvolvimento de todos os campos, exigindo novos poços, novas unidades. Já aprovamos dois novos planos (Roncador e Marlim Sul) e agora vem Albacora. Depois, Barracuda e Caratinga, e assim por diante. Isso deverá ocorrer com todos os campos da Bacia de Campos que tiveram queda de produção.

P&E – A ANP ajudou a consolidar a política de conteúdo local. No entanto, muitos afirmam que essa política deve ser flexibilizada, acompanhando os desafios e as necessidades do próprio mercado em ter soluções de ponta, confiabilidade e entrega no prazo. O que o senhor acredita que seja possível fazer para aprimorar essa política?
Florival – Conteúdo local é uma questão de política pública e não política regulatória. Quem determina isso é o CNPE e o ministério de Minas e Energia é quem define. Então, qualquer alteração é prerrogativa do CNPE.

P&E – O Brasil está dando os primeiros passos no etanol de segunda geração. Três projetos estão entrando em produção nos próximos seis meses e a Petrobras prevê dar partida no projeto dela em 2015. Qual a expectativa da ANP em relação à consolidação da capacidade produtiva de etanol de segunda geração no país? Qual o volume e quando isso deverá acontecer de fato? Qual a participação que esse etanol terá na produção de biocombustíveis?
Florival – A nossa expectativa é muito positiva. Sou engenheiro químico e trabalhei em usina de açúcar e álcool no início da carreira e me surpreendeu a rapidez com que este setor vem se desenvolvendo. O projeto da Granbio, em Alagoas, vai começar a operar em março ou abril de 2014, depois vem o da Raízen, no interior de São Paulo. O da Petrobras está previsto para 2015 – são duas usinas de 80 milhões e uma de 40 milhões de litros. A produção brasileira de etanol está em torno de 26 bilhões. Ou seja, ainda há muito por caminhar.

P&E – O leilão de Libra não atraiu muitos concorrentes. Qual sua avaliação?
Florival – Muitas empresas tiveram que repensar sua participação, por conta do volume de investimentos e também do novo modelo de contrato. A maior dificuldade é que algumas já estão com um portfólio global bem definido, com investimentos programados. Ainda assim, das 12 maiores companhias petrolíferas do mundo, sete estão na licitação, que tem um perfil mais estatal. A China é a maior demandante e dependente de importação. E há uma aproximação muito grande, até política com o Brasil. Tudo isso talvez justifique essa aptidão das empresas chinesas em relação ao pré-sal. Elas já participam de leilões, mas optaram por fazer o farm out comprando ativos em fase de produção ou de empresas que estavam saindo. Licitação é feita para ver quem faz a maior oferta de óleo ao estado brasileiro e estamos aqui para defender esse interesse. Há uma profunda discussão em torno desse consórcio, mas não creio que o interesse seja tão demasiado que para ganhar ofereçam um teor de óleo que venha a causar dificuldades para a Petrobras. Mas reconheço, neste leilão, sim, os chineses são essenciais. Sou regulador, não posso dar opinião sobre as empresas: o que nos cabe é, após o contrato, regular suas ações, fazê-las cumprir suas obrigações contratuais.

P&E – Como o senhor vê a criação da PPSA, que muitos apontam como um enfraquecimento da ANP?
Florival – A criação da PPSA é extremamente necessária. Não podemos fazer parte do negócio e regulá-lo. Ela é a empresa do governo para defender os interesses dele e as melhores práticas, aprovar custo de óleo, despesas etc. Cabe à ANP regular a atividade. A ANP não podia assinar o contrato de partilha e regular ao mesmo tempo. Está reservado o papel de cada instituição. O que tem de existir é fiscalização, e fomos nós que elaboramos a minuta do contrato.

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