petróleo no Brasil

A exploração de petróleo na Margem Equatorial tem potencial para acrescentar bilhões de reais à economia brasileira, ampliar a produção nacional de óleo e transformar a arrecadação dos seis estados abrangidos pela região.

Com cerca de 2.200 quilômetros de extensão, a área se estende do extremo norte do Amapá ao litoral do Rio Grande do Norte e é considerada uma das principais novas fronteiras de exploração de petróleo e gás natural no país, em uma região frequentemente comparada ao pré-sal.

Estimativas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apontam para um potencial de até 30 bilhões de barris de petróleo.

Produção pode adicionar R$ 175 bilhões ao PIB

Estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI) calcula que uma eventual produção na Margem Equatorial poderá acrescentar até R$ 175 bilhões ao PIB brasileiro.

O levantamento também estima a criação de aproximadamente 495 mil empregos formais e a geração de R$ 11,2 bilhões em impostos indiretos.

A consultoria Oxford Economics, por sua vez, projeta que a produção brasileira de petróleo poderia avançar dos atuais 3,8 milhões de barris por dia para cerca de 5 milhões de barris diários com o desenvolvimento de novas reservas.

Atualmente, Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia lideram a produção mundial, com cerca de 13 milhões, 9,9 milhões e 9,7 milhões de barris por dia, respectivamente.

Petrobras amplia investimentos na região

O potencial da Margem Equatorial brasileira ganhou novo destaque após a Petrobras identificar hidrocarbonetos no poço Morpho, localizado no bloco FZA-M-59, em águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas.

A descoberta confirma a presença de petróleo ou gás natural nas formações avaliadas, mas ainda não determina se existem reservas em quantidade suficiente para justificar uma produção comercial.

A Petrobras planeja investir US$ 3 bilhões na Margem Equatorial nos próximos cinco anos e prevê a perfuração de 15 poços.

A estratégia ganhou relevância diante da expectativa de que a produção do pré-sal alcance seu pico entre 2030 e 2032, aumentando a necessidade de buscar novas áreas produtoras.

Atualmente, a indústria de óleo e gás responde por aproximadamente 17% do PIB industrial brasileiro, enquanto os investimentos previstos para o setor chegam a cerca de US$ 165 bilhões.

Quanto a Margem Equatorial pode movimentar nos estados

O Observatório Nacional da Indústria (ONI) criou um simulador para estimar os efeitos econômicos da produção na região. A ferramenta considera variáveis como volume produzido, cotação do petróleo e taxa de câmbio.

Em uma hipótese de produção de 300 mil barris por dia em cada estado, com o barril cotado a US$ 80,20 e o dólar a R$ 5,20, o valor anual da produção chegaria a aproximadamente R$ 45 bilhões por unidade da federação.

Nesse cenário, o impacto estimado sobre o PIB seria próximo de R$ 34 bilhões em cada estado:

• Ceará: R$ 34,005 bilhões;
• Maranhão: R$ 33,846 bilhões;
• Rio Grande do Norte: R$ 33,686 bilhões;
• Amapá: R$ 33,490 bilhões;
• Piauí: R$ 33,377 bilhões;
• Pará: R$ 33,257 bilhões.

A projeção de geração de empregos varia entre 155.632 postos no Pará e 170.520 no Ceará. O Maranhão aparece com 170.390 empregos, seguido por Rio Grande do Norte, com 163.424; Amapá, com 162.261; e Piauí, com 158.997.

Na arrecadação de tributos indiretos, os valores projetados ficam entre R$ 1,901 bilhão no Amapá e R$ 2,022 bilhões no Ceará.

Impacto econômico será diferente em cada estado

Embora o impacto nominal estimado sobre o PIB seja semelhante entre os estados, o peso da atividade petrolífera muda de acordo com o tamanho de cada economia.

No Amapá, por exemplo, o valor adicionado bruto projetado pelo simulador representa um impacto equivalente a 193,5% da base de comparação estadual. O valor bruto da produção teria efeito de 296,3%, enquanto os tributos indiretos alcançariam 162,2%.

Nos estados com economias maiores, os efeitos relativos são menores. O impacto sobre o valor adicionado bruto é estimado em:

• Piauí: 66,8%;
• Rio Grande do Norte: 49,6%;
• Maranhão: 37,8%;
• Ceará: 22,3%;
• Pará: 19,3%.

O mesmo ocorre com o mercado de trabalho. O impacto estimado sobre o emprego total chega a 44,6% no Amapá, enquanto fica em cerca de 11% no Piauí e no Rio Grande do Norte, 6,7% no Maranhão, 4,1% no Ceará e 4% no Pará.

Royalties podem alcançar R$ 6,85 bilhões por bloco

A futura produção também pode ampliar significativamente as receitas públicas por meio de royalties do petróleo e outras compensações.

Segundo as simulações do ONI, uma concessão com alíquota de 5% de royalties poderia gerar R$ 2,283 bilhões por ano. Com uma taxa de 10%, o valor subiria para R$ 4,567 bilhões.

Em um cenário de partilha com percentual de 15%, a arrecadação anual chegaria a R$ 6,850 bilhões para um único bloco.

O estudo também estima R$ 5,023 bilhões em participação especial, mecanismo de compensação financeira aplicado a campos com grande produção ou elevada rentabilidade, considerando um cenário de concessão com percentual de 11%.

Há ainda uma estimativa de R$ 342,49 milhões destinados a pesquisa, desenvolvimento e inovação (P&D&I), com base em uma alíquota de 0,75%.

A possibilidade de receitas bilionárias reforça a importância da gestão dos recursos. A CNI aponta desafios históricos em áreas como saneamento, educação, energia, transporte e conectividade nos estados da região, que precisarão ser considerados caso a produção avance.

Exploração ainda está longe da produção comercial

Apesar das projeções econômicas, a exploração na Bacia da Foz do Amazonas ainda está em uma fase inicial.

A licença concedida pelo Ibama permite atualmente apenas atividades exploratórias. Caso sejam identificados volumes economicamente viáveis, a Petrobras precisará delimitar a descoberta por meio de novos poços e estudos capazes de determinar o tamanho e as características do reservatório.

Depois de uma eventual declaração de comercialidade, será necessário apresentar à ANP um Plano de Desenvolvimento em até 180 dias. O documento deverá detalhar os investimentos, equipamentos e etapas necessários para iniciar a produção.

O projeto também dependerá de um novo processo de licenciamento ambiental, já que a autorização atual não permite a instalação e a operação de um campo produtor.

Produção comercial pode levar até dez anos

A experiência de outros projetos de exploração em águas profundas indica que o período entre a perfuração exploratória e o início da produção pode levar sete a dez anos, caso o projeto avance em todas as etapas previstas.

Com isso, uma eventual produção comercial na Margem Equatorial poderia ocorrer apenas na próxima década, possivelmente até 2035.

Até lá, será necessário confirmar o tamanho das reservas, avaliar sua viabilidade econômica, definir os investimentos e superar as etapas regulatórias e ambientais.

A identificação de hidrocarbonetos representa, portanto, apenas o início do processo. O impacto bilionário projetado para a Margem Equatorial dependerá, em última análise, da transformação das descobertas em reservas comercialmente viáveis e da capacidade de desenvolver uma cadeia produtiva capaz de sustentar a futura produção.

FONTE: Exame
TEXTO: Redação
IMAGEM: Agência Petrobras/Divulgação