Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), informou, nesta terça-feira (25), durante a Rio Oil & Gas, que a quarta rodada de licitação de campos marginais e em bacias maduras deve acontecer em março de 2017. Serão ofertadas 13 áreas inativas nas bacias do Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo.

Magda disse que a ideia da pluralidade de operadoras para estes campos continua válida e que recomendou ao Ministério de Minas e Energia conteúdo local zero para a contratação de bens e serviços necessários para a produção em campos marginais onshore e offshore. “O Conselho Nacional de Política Energética ainda não autorizou, mas creio que a quarta rodada virá com conteúdo local zero”, disse.

Na avaliação de Marcelo Magalhães, da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP), a adequação do Repetro para construções em terra é uma necessidade. “Precisamos quebrar paradigmas nos processos regulatórios para que os campos marginais se tornem mais atraentes e o investidor tenha menos desafios como mudanças na legislação, facilidade no financiamento e taxas estaduais”, afirmou o engenheiro. A produção nas bacias maduras representa uma oportunidade para gerar divisas no interior da Bahia e Rio Grande do Norte, que possuem municípios de baixo índice de desenvolvimento humano (IDH) e poderiam ser beneficiados com o Fundo de Participação dos Municípios (FPM)”, afirmou ele, que avalia que o lançamento do projeto Topázio é um excelente ponto de partida.

Já no offshore, em painel que tratou da exploração do pré-sal, a superintendente de Definição de Blocos da ANP, Eliane Petersohn, ressaltou a importância da exploração em águas profundas e no pré-sal, e afirmou que o Brasil é uma das melhores opções de investimentos, com grande capacidade de superar a produção do Golfo do México.

Segundo ela, o governo vem adotando medidas para enfrentar a queda do barril de petróleo, entre elas, a renovação de contratos da Rodada Zero, a possível extensão do Repetro, aprimoramento das políticas de conteúdo local, alteração nos requisitos operacionais e contratuais e, principalmente, a realização da 14ª Rodada de Licitações ainda em 2017.

Além disso, estuda também quais áreas farão parte do leilão das áreas unitizáveis do pré-sal. Carcará (BM-S-8), principal ativo previsto para ser leiloado, tem cerca de dois bilhões de barris de petróleo, segundo estimativas da ANP. Os demais são Gato do Mato, Sapinhoá e Tartaruga Verde. A área original de Carcará foi descoberta por um consórcio operado pela Petrobras (66%). No entanto, recentemente, vendeu sua fatia para a norueguesa Statoil.

O CEO da Total no Brasil, Maxime Rabilloud, por sua vez, afirmou que o Brasil possui um elevado potencial para novos investimentos, mas precisa adotar medidas para continuar atraente e competitivo. “Queremos investir milhões de dólares no Brasil. O momento é agora”, afirmou Rabilloud.

Pico de demanda

Congressistas na Rio Oil & Gas tentaram chegar a uma conclusão sobre quando será o pico da demanda de petróleo no mundo, a partir das definições da última COP21, em Paris. Para Tim Boersma, diretor de Mercados Globais de Gás Natural da Universidade de Columbia, a indústria começa, hoje, a considerar um pico de demanda que só ocorreria em cerca de 30 anos. Em contrapartida, o sócio sênior do Boston Consulting Group (BCG), Eric Boudier, afirma que “estamos mais próximos de um pico de demanda do que imaginamos” e que, em geral, as empresas têm dificuldades em identificar mudanças nas tendências da demanda de petróleo.

De acordo com Harold Skip, vice-presidente de Energia Integrada da Wood Mackenzie, a demanda de petróleo continuará a crescer nos próximos dez anos, sobretudo nos países emergentes do Oriente. “Vivemos um momento de over supply concentrado nas Américas. Com essa divisão de oferta e demanda entre oriente e ocidente, em alguns anos, a geopolítica será alterada, e a tendência é que, no futuro, tenhamos fontes de petróleo em várias partes do mundo”, diz.