20 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo “Nós estamos vivendo um momento muito grave. Se a exploração na MEQ não avançar, nós estaremos fadados a não estar mais na balança comercial. E, tecnicamente, não há razões para que isso aconteça”, afirmou Allan Kardec Duailibe, ex-diretor da ANP, durante o seminário. Luciano Lobo, Superintendente de Exploração da ANP, chegou a sugerir se não seria o momento da ANP “entrar nesse processo”, uma vez que a agência reguladora já perfurou poços de fomento por meio do financiamento via cláusula de PD&I. No curto prazo, existem 17 Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) ativos, sendo que nove estão com postergação da declaração de comercialidade e sete estão suspensos. Dos sete suspensos, três (de um total de quatro) estão localizados na MEQ. “Ou seja, em outras palavras, qualquer incorporação de reservas nessa área depende, hoje, de apenas um PAD que não está suspenso”, explicou Montez. Avanços necessários Estudo do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás (Ineep) revela ainda que, a partir de 2018, na Petrobras, o volume de perfurações marítimas se estabilizou em um nível quatro vezes menor do que no auge, de 2009 a 2013. Os menores níveis de perfuração de novos poços foram registrados em 2019 e 2020. Segundo o diretor técnico do Ineep, Mahatma dos Santos, esses números refletem uma queda dos investimentos da empresa nos últimos anos, em gestões passadas. Para comprovar a tese de que é preciso avançar no setor, a diretora da ANP, Symone Araújo, destacou, em sua palestra, a existência de um único campo do pré-sal leiloado desde 2017 com Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) em análise pela agência, o de Aram, localizado na Bacia de Santos. “Nem toda estrutura mapeada (no pré-sal) significa a certeza de uma acumulação petrolífera. Muitos prospectos tidos como promissores se mostraram secos”, afirmou o geólogo João Clark. Na tentativa de aumentar o apetite das empresas pelo setor petrolífero no Brasil, a ANP tem tomado uma série de resoluções e outras estão em estudo. A agência prorrogou a fase exploratória por 18 meses e reduziu royalties relativos a produções incrementais, novos contratos para bacias maduras e novas fronteiras. Em estudo, o destaque é a possibilidade de redimensionamento de blocos. Os blocos offshore brasileiros têm, em média, 650 km2 de extensão, enquanto os do Uruguai têm 13 mil km2. A projeção é de que o primeiro redimensionamento aconteça no segundo semestre deste ano. No pré-sal, “muitos propectos tidos como promissores se mostraram secos”, João Clark
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