Brasil Energia | Ed. 458 - Agosto, 2019

ENTREVISTA Décio Oddone 16 Brasil Energia , nº 458, 9 de agosto de 2019 As novas regulamentações podem dar um estímulo a mais para a diversificação de petroleiras nas atividades de E&P no Brasil? Ficará mais fácil ir além do Reservoir to Wire (do poço ao poste), como faz a Eneva no Parnaíba? Sem dúvida. A Alvopetro recentemente fez um con- trato com a Bahiagás e vai construir um gasoduto e uma UPGN para fornecer gás [produzido no campo de Caburé, na Bacia do Recôncavo ]. O que queremos ver é o mercado trabalhando cada vez mais nessa direção. A ANP tem sentido maior interesse de pequenas e médias petroleiras sobre o mercado brasileiro? Vai levar alguns anos, mas veremos uma indústria de pequeno e médio porte se consolidando no Brasil. O primeiro passo é a venda de ativos da Petrobras, porque é isso que permitirá que as companhias tenham insta- lações e geração de caixa no país e possam se expandir por aqui. É muito difícil começar por exploração. Por isso decidimos, por exemplo, colocar o campo de Ju- ruá [descoberto em 1978, na Bacia de Solimões] no re- gime de oferta permanente, para que alguém faça o in- vestimento que a Petrobras, durante 40 anos, não fez. O caso de Azulão [ativo terrestre na Bacia do Amazo- nas descoberto em 1999] é emblemático: a Eneva com- prou o campo e, em meses, ofereceu o projeto no leilão de energia de Roraima. Agora, vai desenvolver o cam- po com quase R$ 2 bilhões em investimentos no Ama- zonas, gerando emprego, royalty, renda, e transportar a produção por caminhão para gerar eletricidade em uma térmica pela metade do preço da geração a diesel e com muito menos emissões. Isso mostra a importância de ter um mercado diversificado. Na mão da Petrobras, Azulão é um ativo desimportante. O atual contexto pode trazer de volta à tona as discussões sobre exploração de gás de folhelho no Brasil? O primeiro poço de petróleo no Brasil é o de Can- deias-1, na Bahia, de 1941. Pois bem, Candeias produz há quase 80 anos em folhelho fraturado. Só não é arti- ficialmente fraturado, mas naturalmente. Estamos dis- cutindo o shale no CNPE. Por que hoje, no Brasil, não se explora o shale? Há a questão ambiental… Vamos a ela. Nos EUA há quase um milhão de po- ços produtores, sendo que 70% produzem utilizando as técnicas de fraturamento hidráulico. Enquanto isso, importamos GNL dos EUA, gerando emprego, royal- ties, atividades no Texas, West Virginia, Pensilvânia etc. Ora, se 700 mil vezes essas técnicas já foram praticadas nos EUA, será que não há tecnologia e método para mi- tigar os riscos ambientais? É essa discussão que precisa- mos ter. Não quero que façamos nada que desrespeite o meio-ambiente, mas ninguém se preocupa com as de- zenas de milhões de brasileiros mantidos na pobreza? Por isso defendo que a gente estude, analise e responsa- velmente explore as reservas de shale. Outro lado dessa história são os grandes projetos de E&P offshore. Como as mudanças regulatórias no setor de gás me- xem com esse segmento, tendo em vista projetos ricos em gás natural, como Libra, Carcará, Pão de Açúcar, entre outros? Vão criar mercado e isso vai dinamizar a indústria, gerando condições para que esse gás seja utilizado e não reinjetado como hoje. Há discussões da integra- ção do mercado de gás com o elétrico. Temos um siste- ma dependente de chuvas e há o risco da intermitência dos sistemas eólicos e solar. Seria interessante avaliar a questão de ter térmicas na base para gerar equilíbrio nesse sistema. E, com isso, começa-se a gerar mercado para produção do gás offshore e oferta para a indústria, comércio, residência. A previsão do governo de reduzir em até 40% o preço da molécula de gás é factível? Quem vai estabelecer os preços é o mercado. Acre- ditamos que maior competição e transparência na for- mação do preço trarão uma pressão positiva. Em meio às mudanças regulatórias, saiu o marco legal das agências reguladoras [Lei nº 13.848, de 25 de junho de 2019]. Como isso impacta a ANP? Estamos trabalhando para nos adaptarmos à nova lei, que tem 90 dias para entrar em vigor. Há uma série de medidas, como a criação de uma ouvidoria, trans- missão das reuniões de diretoria e elaboração de reso- luções com o acompanhamento de estudos de impacto regulatório, que já implementamos. O que vejo de mais imediato, em termos de impacto, é a duração das con- sultas públicas, que terão mínimo de 45 dias, e nós es- távamos cumprindo 30 ou menos, em alguns casos. O novo marco é positivo, pois dará maior segurança jurí- dica e autonomia às agências. n