O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), em parceria com a OGE – Óleo. Gás. Energia. –, realizou entre os dias 10 e 11 de junho, no Rio de Janeiro, a terceira edição do O&G Regulation International Benchmark Forum. O evento debateu referências internacionais sobre o mercado de petróleo e gás com o intuito de contribuir para a melhoria do cenário de regulação e de investimentos no Brasil. Temas como descomissionamento, licenciamento, revitalização de campos e os novos mercados de gás e refino foram os destaques da programação.

De acordo com Milton Costa Filho, secretário-geral do IBP, além dos grandes investimentos no segmento upstream, especialmente na área do pré-sal, o Brasil também passa por um período de transição para a abertura do mercado de gás natural e planos robustos para a abertura do segmento downstream. “Precisamos reforçar e aperfeiçoar a estrutura regulatória dos setores de gás natural e downstream”, afirmou.

Para Claudia Rabello, CEO da OGE óleo gás energia, a regulação deve estar permanentemente em discussão. “Sempre haverá espaço para novos estudos e para a troca de experiências. Benchmark é uma boa forma para acelerar o desenvolvimento da indústria e esse fórum tem o objetivo de impulsionar a melhoria regulatória e aumentar a competitividade do país”, disse.

Em mensagem enviada aos participantes do evento, Dirceu Amorelli, diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), parabenizou a iniciativa dos organizadores de promover anualmente a aproximação entre governos e agentes econômicos para discutir o arcabouço regulatório e a aplicabilidade de referências internacionais ao cenário brasileiro e destacou o momento de crescimento da indústria de petróleo e gás brasileira. “Estima-se que nos próximos 10 anos sejam investidos mais de US$ 200 bilhões na indústria nacional de óleo e gás, com consequente geração de milhares de empregos, escreveu.

Campos maduros

No primeiro dia do fórum, Gunnar SjØgren, diretor da Norwegian Petroleum Directorate (NPD), apresentou as características de exploração de petróleo em áreas maduras na Noruega. Com geologia bastante conhecida e infraestrutura bem desenvolvida e planejada, essas áreas possibilitam novas descobertas, ainda que, provavelmente, não sejam significativas.

“É importante provar e recuperar recursos dos campos maduros antes que a infraestrutura existente seja eliminada ou desativada. Se isso não for feito, as novas descobertas podem ser pequenas demais para justificar a construção de infraestruturas separadas, e recursos que poderiam ser lucrativos permaneceriam sem serem recuperados”, explicou Gunnar.

De acordo com o especialista, recursos adicionais nas áreas ao redor de um campo planejado ou em produção podem aumentar sua lucratividade, estendendo, por exemplo, a vida útil dos campos principais para que mais recursos possam ser recuperados.

Outro aspecto importante para a revitalização de campos de petróleo na Noruega é o aumento do fator de recuperação. “Atualmente, a taxa média norueguesa de recuperação para campos de petróleo é de cerca de 47% e o objetivo é aumentar ainda mais. No entanto, as taxas de recuperação diferem muito de campo para campo, em parte porque as condições do reservatório variam e diferentes soluções técnicas são aplicadas”, salientou.

A experiência da Equinor no país nórdico aponta para a possibilidade de atingir tais taxas mais altas. Segundo Maria Clara Costa, gerente de reservatórios da Equinor, os fatores de recuperação de petróleo nos campos operados pela empresa na região conhecida como Norwegian Continental Shelf já correspondem a 52%. A expectativa é que até 2045, esse valor seja igual a 60%.

“Normalmente, as empresas acreditam que a exploração é a melhor maneira de conquistar novos recursos, mas o fator de recuperação é tão importante quanto a exploração para obtenção de resultados”, observou Maria Clara.

No Brasil, a ANP vem desenvolvendo medidas para ampliar a vida útil dos campos maduros. De acordo com Marcelo Castilho, superintendente do Desenvolvimento e Produção da agência, o crescimento da produção de petróleo no país se deve ao pré-sal, o que significa uma oportunidade para as áreas convencionais offshore e também para o onshore, cuja produção caiu, em média, 34% nos últimos cinco anos.

“Uma das medidas da ANP para a revitalização de campos maduros, especialmente, da Bacia de Campos foi o estabelecimento de regulamento específico possibilitando a redução de royalties para até 5% sobre a produção incremental resultante de novos planos de investimentos. Hoje, 241 campos (53% do total) são elegíveis à redução, e a ANP já estuda 40 desses casos”, ressaltou Castilho. “O objetivo é promover a extensão da vida útil, maximizar o fator de recuperação, aumentar a rentabilidade, criar mais empregos e renda e ampliar a atratividade dos campos maduros”, complementou.

Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, também reforçou a importância do fator de recuperação, especialmente em ativos próximos à fase de descomissionamento e reforçou que o Brasil possui 64 plataformas com mais de 25 anos e que os principais descomissionamentos atualmente tratados pela ANP estão na Bacia de Campos e no Nordeste do País. A Resolução da ANP sobre descomissionamento, aqual deverá ser publicada em outubro, foi elaborada em colaboração entre ANP, IBAMA e Marinha do Brasil e espera-se que será mais produtivo se os planos de descomissionamento submetidos pelas empresas forem analisados também de forma integrada.

Gás natural

Os recentes avanços no ambiente regulatório e a retomada dos leilões desde 2017 vão garantir grandes investimentos que, na estimativa do IBP, poderão gerar cerca de 800 mil empregos para a indústria de petróleo e gás. Nesse cenário, no segundo dia de evento, especialistas abordaram questões referentes ao novo mercado de gás natural, que é uma alternativa para que o Brasil possa se destacar na transição energética.

“Temos o gás como uma energia limpa e abundante que, além de viabilizar a transição do Brasil para uma economia de baixo carbono, também pode promover o desenvolvimento industrial do país. O potencial de oferta de gás pode produzir uma profunda transformação no setor industrial brasileiro. Com uma maior oferta de gás natural, poderemos ter um suprimento seguro e competitivo que pode contribuir ainda mais para o Brasil se tornar um destino importante de investimentos na nossa indústria”, resumiu Milton Costa Filho.

Segundo Luciana Estevão, da ANP, os dados de junho de 2018 indicam que a oferta brasileira de gás é de 92 milhões de m³ por dia, sendo que 72% é proveniente da produção nacional, 24% é importado da Bolívia e outros 4% importados do GNL. Dessa oferta, 44% é demandado pela indústria e 38% pelas térmicas.

“O Brasil está configurando um novo modelo, visando um mercado de gás natural mais diversificado e competitivo. A ANP vai continuar implementando medidas regulatórias para modernizar e promover a abertura desse mercado”, explicou Luciana.

Com base na experiência americana, Guilherme Perdigão, diretor de Desenvolvimento de Negócios da Shell, acredita que fontes energéticas como a hidroelétrica e o gás natural precisarão assumir um novo papel a partir da entrada das fontes renováveis. Algumas soluções apontadas pelo executivo é o uso dos reservatórios hidrelétricos e gás flexível específico para projetos de energia visando equilibrar o sistema. “Soluções como gás to Power podem ancorar o desenvolvimento de campos e do mercado de gás natural.”, afirmou.

Mercado de refino

No último painel do fórum, os especialistas apresentaram as perspectivas para o mercado de refino no Brasil. Atualmente, o país possui 17 refinarias, com capacidade de 2.348 mil b/d, e a Petrobras responde por 98,6% da capacidade de refino brasileira. Segundo Marcelo Cavalcanti, superintendente adjunto da Superintendência de Petróleo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Brasil é rico em petróleo bruto e pobre em derivados de petróleo.

“Essa característica do downstream brasileiro gera debates sobre a necessidade de investimentos em novas refinarias. Essa questão vem sendo amplamente discutida nos últimos anos, especialmente a partir do reposicionamento estratégico da Petrobras nos segmentos de refino, transporte e logística”, afirmou Cavalcanti. “Em 2040, o potencial do downstream brasileiro é de 21 refinarias e capacidade de 3.273 mil b/d”, finalizou.

No âmbito regulatório, Celso Braga, diretor de Planejamento de Mercado da Petrobras, destacou que a regulamentação brasileira para as áreas de refino e logística primária de petróleo e derivados é aderente a um mercado aberto com múltiplos agentes. “A fim de garantir a atratividade dos investimentos em refino no país é de suma importância preservar os atuais mecanismos de livre acesso a dutos e terminais, alegou. “Não é possível introduzir mecanismos regulatórios que limitem a liberdade de ação dos agentes”, reforçou.

Em termos comparativos, Breno Medeiros, especialista em Energia, Recursos e Industriais da Deloitte, apresentou um panorama do mercado de refino americano, que além de grande é bastante diversificado. “A capacidade de refino dos Estados Unidos é de 18,6 MMb/d e são 55 players atuando nesse mercado, que possui 135 refinarias. Os 10 maiores players são responsáveis por 67% da capacidade total americana, sendo que a principal empresa responde sozinha por 12%”, explicou.

De acordo com Medeiros, globalmente, o downstream foi o segmento que melhor performou nos últimos cinco anos, quando os preços do petróleo registraram baixas significativas.

O 3º O&G Regulation International Forum teve patrocínio da Petrobras, Equinor, Shell e Mattos Filho.

No painel sobre Meio Ambiente, estão confirmados Antônio Celso Junqueira Borges, Coordenador-Geral de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Marinhos e Costeiros do IBAMA; Marcelo Mafra, Superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP; e Gunnar Sjøgren, Diretor de Projetos do Norwegian Petroleum Directorate (NPD), que também abordará o tema da revitalização de campos  e bacias junto de Marcelo Castilho, Superintendente Adjunto da Superintendência de Petróleo da ANP, e de um representante da Equinor.

A discussão sobre o mercado de gás natural contará com a presença de Helio Bisaggio, Superintendente de Infraestrutura e Movimentação da ANP, Thiago Barral, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Guilherme Perdigão, Diretor de Desenvolvimento de Negócios da Shell Energy Brasil, que trará referências do mercado americano sobre projetos de gas to power.

Já a mesa sobre a abertura do mercado de refino terá a participação de Daniel Sales Correa, Gerente Geral de Reestruturação de Negócios de Refino de Gás Natural da Petrobras, e de Marcelo Cavalcanti, Superintendente Adjunto da Superintendência de Petróleo da EPE.

A cada dia haverá ainda palestra de encerramento sobre temas gerais da regulação e competitividade – no dia 10, será apresentada por um representante do MME e, no dia 11, por Gunnar Sjøgren.

A 3ª edição do O&G Regulation International Benchmark Forum tem o patrocínio da Petrobras, da Shell, Equinor e do Mattos Filho Advogados.

Este ano, o fórum traz representantes de empresas petroleiras com atuação no Brasil e no exterior para debater cases internacionais com representantes de agências reguladoras, ministérios e entidades de governo. A partir dos cases, abordando aspectos regulatórios, serão feitas comparações e debatidas as vantagens e desvantagens de cada modelo.

Entre os temas de destaque que serão abordados no evento estão:

• Meio ambiente – licenciamento (prévio/posterior) à concessão/contratação, descarte de resíduos e descomissionamento;
• Revitalização de bacias maduras e campos petrolíferos – incentivos governamentais aos investimentos em revitalização;
• Mercado de gás natural – fomento à competitividade entre agentes econômicos diversos;
• Mercado de refino – modelo ótimo para um mercado competitivo.

Mais detalhes sobre a programação e inscrições serão divulgadas em breve.

O foco foi traçar um panorama das regras para exploração e produção (E&P) de petróleo e gás, no momento em que o Brasil vive a retomada das rodadas de licitação, cujo calendário foi divulgado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e prevê uma agenda de leilões até 2019.

O presidente do IBP, Jorge Camargo, ressaltou a importância do país de conhecer experiências de sucesso de outros países. “Estamos passando por um momento muito especial, começando um novo ciclo para atrair mais investimentos. O foco principal é possibilitar maior competitividade para o país e tornar o Brasil ainda mais competitivo no cenário regulatório”.

Apesar dos avanços recentes, Camargo disse que o Brasil tem ainda “um longo caminho a perseguir” no campo regulatório a fim de ampliar a atratividade do país.

A CEO da OGE Óleo . Gás . Energia, Claudia Rabello, destacou o grande potencial petrolífero do Brasil e a importância de um ambiente regulatório atrativo para investimentos em E&P, “só assim, voltaremos ao ciclo virtuoso da indústria de O&G, que tanto contribui para o desenvolvimento econômico”.

Claudia comemorou o anúncio do calendário de leilões até 2019. “Os leilões de E&P são a mola propulsora do desenvolvimento da indústria”.

O evento contou com as presenças de Rachel Halpern, do Departamento de Energia dos EUA (DOE), Gunnar Sjøgren, da Diretoria de Petróleo da Noruega (NPD), e Jessica Mackenzie, do Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial do Reino Unido (BEIS). Também participaram dos debates João Vicente de Carvalho Vieira, do Ministério de Minas e Energia (MME), José Gutman, Marcelo Castilho e Heloisa Esteves, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).  

Foram debatidos temas como conteúdo local, P&D, rodadas de licitação, participações governamentais e tributos, unitização, monetização do gás natural, seguros e garantias financeiras. As apresentações giraram em torno de como cada país trata essas questões.

No painel sobre conteúdo local, Jessica Mackenzie disse que o Reino Unido não aplica políticas de conteúdo local, pois as regras de União Europeia impedem esse tipo de incentivo. “Investimos no apoio à inovação e na competitividade”.

No caso dos EUA, diz Rachel Halpern, também não existem regras de conteúdo local. Há mecanismos de fomento à exportação de equipamentos para a indústria do petróleo, assim como em outros setores – o que promove a competitividade da indústria dos EUA.

Gunnar Sjøgren disse que o modelo norueguês se baseou em investimento tecnológico e formação de mão de obra, com conteúdo local em segmentos estratégicos.

Na questão do gás, os três países têm livre a acesso a gasodutos – regulamentação em discussão no Brasil. Durante o fórum, João Carvalho, do MME, palestrou sobre as iniciativas do governo pela competitividade do Brasil, dentre elas, o Programa Gás para Crescer.

“Todas essas questões precisam ser enfrentadas pelo Brasil para consolidar o país como uma grande liderança na área de óleo e gás e para aproveitar ao máximo o grande potencial geológico do país, em especial o do pré-sal”, disse Antonio Guimarães, secretário-executivo de Exploração e Produção do IBP.

EUA, Noruega e Reino Unido destacam-se no cenário internacional como países desenvolvidos com produção relevante de óleo e gás e seus regimes regulatórios, embora diferentes entre si, são tidos como referência no mercado.

Licenciamento ambiental

O licenciamento ambiental também foi tema de painel no evento e a celeridade no processo foi um dos aspectos destacados. Claudia Rabello, lembrou que há blocos licitados na rodada de 2013 que estão, até hoje, sem licenças para as atividades de E&P. “É um bom exemplo da necessidade de melhorar o arcabouço regulatório para atrair mais investimentos ao país”, disse.

Apoio da indústria

A inciativa de benchmark com países tradicionais produtores de petróleo e gás, contou com o apoio de empresas e entidades que atuam no segmento de O&G no Brasil – JLT, Mattos Filho Advogados, Pinheiro Neto Advogados, Shell, Statoil, Brazil-U.S. Business Council da U.S. Chamber of Commerce, além dos Consulados dos países convidados: EUA, UK e Noruega.