FEIRA DE PETRÓLEO NO RIO REVELA QUE A PRODUÇÃO DO CAMPO DE LULA JÁ É DO MESMO TAMANHO DO QUE PRODUZ A COLÔMBIA

Uma balanço geral até agora neste último dia de Rio Oil & Gas. Foi uma feira diferente dos outros anos, quando faltava lenço para enxugar as lágrimas do empresariado brasileiro. Desta vez, foi diferente. Há mais otimismo no ar. Otimismo para 2019, porque ninguém acredita que a Petrobrás vai aproveitar o vento de cauda para deixar de fazer baixa. Petróleo a mais de US$ 80, dólar nas alturas, sem investimentos, preços dos produtos passados para o consumidor como se ele ganhasse em dólar, são sinais de lucros estratosféricos para a companhia estatal. Ano de eleição, significa ano seguinte de indefinições.

O gerente geral de gestão de contratos de produção da Petrobrás, Daniel Pedroso, afirmou que a parceria formada há 18 anos para o desenvolvimento do bloco BM-S-11, na Bacia de Santos, onde está o campo de Lula, foi fundamental para o desenvolvimento do que hoje representa a maior produção em área ultra profunda do mundo: “Tínhamos uma área classificada como de extremo risco, com sísmica questionável, custo de desenvolvimento inviável. As três empresas se reuniram e a redução de risco foi preponderante naquele momento. A atividade em parceria tem sido o foco da companhia, que está priorizando a redução de riscos”.

O bloco foi licitado na Rodada 2, da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), e o consórcio vencedor reuniu Petrobras (65%), BG (25%) e Petrogal (10%). Atualmente, inclui a Shell, após a compra da BG pela operadora anglo holandesa. Ao todo, o campo de Lula tem 133 poços que produzem 829 mil barris por dia: “Esse consórcio produz o nível de produção de um país como a Colômbia, e ainda não terminamos o desenvolvimento. Já atingimos 1 bilhão de barris. Esperamos chegar a 1 milhão de barris por dia. Temos pelo menos mais duas décadas de uma história de sucesso para contar”, destacou Pedroso.

O campo de Lula possui ainda área de Iara, onde foi perfurado o poço com recorde mundial em espessura, com 580 metros, em consórcio com a francesa Total. Arnaud Breuillac (foto), presidente de E&P da Total, falou da relevância do pré-sal brasileiro para o portfólio da companhia, que se tornou, neste ano, a primeira operadora da região, com a aquisição do campo de Lapa:  “Esperamos aumentar significativamente a produção de barris de petróleo equivalente por dia nos ativos da Total no pré-sal brasileiro até 2022. Avaliamos que a exploração em ultraprofundas, seja no Brasil ou em outras localidades do mundo, é extremamente competitivo”.

 Além do pré-sal, a Rio Oil & Gas abriu espaço para discussões sobre o desenvolvimento das bacias terrestres. Em painel no Fórum Onshore, o secretário de petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia, João Vicente, chamou atenção para o potencial e a necessidade do desenvolvimento de campos maduros no país:  “O país tem um potencial gigantesco e não pode se furtar de desenvolver esses recursos ou pelo menos debater se vai desenvolver esses recursos. Um ponto fundamental para o desenvolvimento da indústria é o programa de desinvestimento da Petrobrás. Outro ponto são as ofertas permanentes, que é uma oportunidade ímpar para os novos players com apetite ao risco e que conseguem mobilizar capital para risco”,

Nos últimos dois anos, a indústria de petróleo brasileira voltou a chamar a atenção e a atrair investimentos, criando a necessidade de se colocar na mesa discussões sobre as possibilidades para avançar a área de refino. Além disso, o segmento tem grande potencial no país, conforme destacou Arlindo Moreira Filho, gerente geral de programas de reestruturação de negócios do RGN na Petrobrás durante a sessão especial “Uma avaliação das oportunidades no segmento de refino do Brasil”:

“O Brasil é o sétimo maior consumidor de derivados de petróleo do mundo e a tendência é de crescimento, ao contrário de mercados maduros. Para atrair novos investimentos nessa área, no entanto, é preciso ações, como a garantia da estabilidade regulatória e fiscal, o combate a fraudes e a harmonização das cadeias de biocombustíveis e dos combustíveis fósseis”.

Sobre a política de preços de derivados, Décio Oddone (foto), diretor-geral da ANP, foi enfático sobre a necessidade de maior transparência: “Hoje, não há transparência em como esses preços são formados. É essencial que os preços reflitam o mercado internacional e os custos de operação no Brasil para que seja possível atrair investimentos e gerar competição. Apenas um mercado aberto, dinâmico e competitivo, com pluralidade de agentes, possibilitará o aumento da produção doméstica e redução da dependência das importações”.