ind\u00fastria brasileira<\/a> e reconhecido internacionalmente como uma das melhores oportunidades da \u00e1rea de \u00f3leo e g\u00e1s. Ao longo desses 10 anos, a companhia superou os desafios e alcan\u00e7ou os ganhos planejados inicialmente\u201d, afirma a companhia, em nota. A estatal acredita que ainda pode avan\u00e7ar muito. \u201cNo futuro pr\u00f3ximo, a cada quatro projetos, tr\u00eas ser\u00e3o do pr\u00e9-sal. Portanto, a companhia prev\u00ea crescimento da produ\u00e7\u00e3o nos pr\u00f3ximos anos\u201d, diz. Hoje o Campo de Lula, localizado na Bacia de Santos, \u00e9 o maior campo em produ\u00e7\u00e3o no Brasil, superando 1 milh\u00e3o de barris de \u00f3leo equivalente.<\/p> \nProjetos<\/p>\n
O avan\u00e7o na carteira de projetos da petroleira brasileira sustenta a expans\u00e3o da produ\u00e7\u00e3o. Al\u00e9m dos novos sistemas que j\u00e1 iniciaram a produ\u00e7\u00e3o em 2018 (P-74, no campo de B\u00fazios, FPSO Cidade de Campos de Goytacazes, nos campos de Tartaruga Verde e Tartaruga Mesti\u00e7a, e P-69, no campo de Lula Extremo Sul), a Petrobras pretende dar in\u00edcio \u00e0 produ\u00e7\u00e3o de outras plataformas. \u201cAt\u00e9 2022, a empresa ambiciona alcan\u00e7ar uma produ\u00e7\u00e3o total de petr\u00f3leo e g\u00e1s (Brasil e internacional) de 3,5 milh\u00f5es de boe e planeja investir US$ 60,3 bilh\u00f5es em explora\u00e7\u00e3o e produ\u00e7\u00e3o, sendo que 58% s\u00e3o direcionados ao pr\u00e9-sal\u201d, destaca.<\/p> \n
Na opini\u00e3o de Maur\u00edcio Jaroski, consultor de energia MaxQuim, agora \u00e9 a hora de o pr\u00e9-sal realizar a grande expectativa que sempre se teve em torno da reserva. \u201cA Petrobras se recuperou e come\u00e7ou a ter dinheiro para investir\u201d, diz. Ele se refere ao per\u00edodo em que as contas da estatal foram combalidas pelo esquema de corrup\u00e7\u00e3o que deu origem \u00e0 Opera\u00e7\u00e3o Lava-Jato.<\/p> \n
Para o presidente do IBP, Jos\u00e9 Firmo, o pr\u00e9-sal superou todas as expectativas. \u201cA descoberta trouxe a surpresa positiva de um reservat\u00f3rio de excelente qualidade, com potencial t\u00e9cnico bom e volumes muito grandes\u201d, lembra. Contudo, o segundo impacto foi desafiador, porque era preciso perfurar mais de 2 km de sal e solucionar a quest\u00e3o do g\u00e1s sulf\u00eddrico, o H2S, que n\u00e3o podia ser queimado, nem enviado para terra. \u201cFoi preciso encontrar uma solu\u00e7\u00e3o tecnol\u00f3gica para capturar o g\u00e1s e injet\u00e1-lo de volta\u201d, conta.<\/p> \n
Al\u00e9m disso, o especialista ressalta que a evolu\u00e7\u00e3o tecnol\u00f3gica acelerou a velocidade de perfura\u00e7\u00e3o. \u201cAntes, os po\u00e7os eram perfurados em mais de 250 dias. Hoje, levam menos de 100 dias, com recordes de 60 dias. Isso baixa o custo e permite acelerar a produ\u00e7\u00e3o\u201d, afirma. Firmo assinala que o Campo de Libra se mostrou mais produtivo do que se esperava. \u201c\u00c9 um dos maiores do mundo\u201d, acentua.<\/p> \n
Conforme a ANP, s\u00f3 uma \u00e1rea licitada no regime de partilha est\u00e1 na fase de produ\u00e7\u00e3o, justamente o Campo de Libra, da 1\u00aa Rodada realizada em 2013, que deu origem ao campo de Mero. \u201cOs demais campos em opera\u00e7\u00e3o no pr\u00e9-sal s\u00e3o anteriores \u00e0 Lei de Partilha e, portanto, origin\u00e1rios de blocos concedidos. Alguns deles produzem no pr\u00e9 e no p\u00f3s-sal\u201d, detalha a ag\u00eancia. \u201cAinda n\u00e3o \u00e9 poss\u00edvel ter uma estimativa de produ\u00e7\u00e3o para as \u00e1reas das rodadas 2 a 5\u201d, acrescenta. Isso porque a 2\u00aa e a 3\u00aa rodadas tiveram seus contratos assinados em janeiro deste ano e ainda est\u00e3o no in\u00edcio da fase de explora\u00e7\u00e3o. J\u00e1 a 4\u00aa e a 5\u00aa rodadas t\u00eam previs\u00e3o de assinatura dos contratos para dezembro, ou seja, as empresas nem come\u00e7aram as atividades nesses blocos.<\/p> \n
A participa\u00e7\u00e3o das gigantes petrol\u00edferas nos \u00faltimos leil\u00f5es confirmou a atratividade do pr\u00e9-sal, avalia Miguel Neto, s\u00f3cio-s\u00eanior do escrit\u00f3rio Miguel Neto Associados. \u201cQuanto mais flex\u00edvel e menos intervencionista o pa\u00eds \u00e9, maior a atra\u00e7\u00e3o de capital estrangeiro. As grandes empresas fizeram investimentos no escuro, mesmo diante da incerteza eleitoral, porque houve redu\u00e7\u00e3o da exig\u00eancia de conte\u00fado local e fim da obrigatoriedade da presen\u00e7a da Petrobras como operadora\u201d, pontua.<\/p> \n
Neto destaca que o aporte inicial est\u00e1 em pesquisa. \u201cO grosso do investimento vem depois, mas essas empresas mundiais det\u00eam tecnologias que d\u00e3o previsibilidade sobre o que h\u00e1 na \u00e1rea. Isso \u00e9 um sinal muito forte de que tudo o que se espera do pr\u00e9-sal est\u00e1 l\u00e1.\u201d<\/p>\n
Futuro<\/p>\n
Jos\u00e9 Firmo, do IBP, alerta para a janela de oportunidade do pr\u00e9-sal diante das mudan\u00e7as que o futuro guarda para o setor de energia. \u201cA sociedade tende a migrar para energias de baixo carbono, o que significa que a janela de oportunidade do petr\u00f3leo \u00e9 finita, porque a tend\u00eancia \u00e9 ser cada vez menos relevante na matriz energ\u00e9tica\u201d, ressalta. Como reserva nenhuma, por maior que seja, tem valor at\u00e9 ser convertida em riqueza, Firmo diz que \u00e9 preciso desenvolver essa convers\u00e3o em velocidade cada vez maior.<\/p> \n
S\u00f3 com a Petrobras, o tempo seria maior e as proje\u00e7\u00f5es, menores. Para o IBP, nesse cen\u00e1rio de calmaria, a produ\u00e7\u00e3o do Brasil estacionaria em 3 milh\u00f5es de bpd em 2026. \u201cA demanda do setor \u00e9 crescente nos pr\u00f3ximos 20 anos. Atualmente, cresce a uma taxa de 1,5% ao ano. Depois ser\u00e1 est\u00e1vel por 10 anos e, em seguida, decrescente. O fato de atrasar convers\u00e3o de reserva em riqueza poderia significar perder a janela de oportunidade do pr\u00e9-sal\u201d, afirma.<\/p> \n
Fonte: Correio Braziliense<\/p>\n