Revisão do PDE aponta queda na produção de petróleo após pico de 2030 e ampliação da oferta de gás

BRASÍLIA – O Plano Decenal de Expansão de Energia 2034, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), estima um pico da produção brasileira de petróleo em 5,3 milhões de barris/dia em 2030. A constatação é que o país irá produzir mais até o fim desta década, mas a produção não se sustenta ao longo do decênio, mesmo com o início das operações de recursos ainda não descobertos.

No horizonte de dez anos, é projetado um crescimento de 47% do petróleo produzido, em comparação à realizada em 2023. Cerca de 94% desta produção para o período é oriunda de recursos descobertos e o cenário indica que a expansão da exploração para novas fronteiras é necessária para a próxima década.

O pré-sal continuará contribuindo com a maior parte da produção tanto de petróleo (76%) quanto de gás natural (60%). Em comparação a 2023, espera-se um crescimento de 158% na produção líquida de gás, sendo a maior parte obtida a partir de recursos descobertos.

Para os blocos em terra, a EPE estima um crescimento de 46% de petróleo no horizonte decenal, atingindo o pico de 311 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/dia) em 2034.

Redução em relação à projeção anterior

De acordo com a diretora de Estudos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da EPE, Heloísa Borges, o período médio entre a adjudicação dos blocos e o primeiro óleo é longo e isso ensejou a revisão dos prazos de entrega de recursos não descobertos no horizonte decenal.

A produção de petróleo prevista para o decênio apresenta queda de 1% com relação à projeção do PDE 2032. A maior oscilação pontual ocorre no ano de 2028, com uma queda nesta projeção em relação à anterior de 300 mil barris/dia.

O patamar de produção de 5,3 milhões de barris/dia não se sustenta ao longo do decênio, mesmo com a entrada em produção de recursos ainda não descobertos, quando considerado o conhecimento disponível no momento da elaboração do estudo, suas incertezas associadas e o tempo médio de desenvolvimento dos projetos. Sendo assim, os recursos descobertos na segunda metade da década não entram em produção no horizonte decenal, conforme a EPE.

“Na Margem Equatorial, há previsão de produção na Bacia Potiguar e para as demais bacias um possível início de produção ao final do decênio. Para a Bacia de Pelotas, não há previsão de início da produção no decênio, e a Bacia do Solimões, além das áreas que já produzem, existe a expectativa de início da produção de descobertas que estão em avaliação”, disse a diretora da EPE.

Desde o PDE 2031, é observado o declínio na previsão da produção. O início dessa queda reflete a diminuição das atividades exploratórias nos últimos anos, como a redução da perfuração de poços, por exemplo.

A EPE aponta que, em razão dos tempos entre o início da fase de exploração e de produção variaram entre três e cinco anos – no caso de onshore –, e de sete a dez anos – em projetos offshore –, há “necessidade imediata do esforço exploratório para conter o declínio da produção prevista para os próximos anos”.

Do pico em 2030 ao fim do período projetado, em 2034, a produção cai em 1 milhão de barris por dia, saindo de 5,2 mi para 4,2 milhões.

A alteração das datas de entrada em operação de algumas Unidades Estacionárias de Produção (UEP) também afetam as previsões. As UEPs Sergipe Águas Profundas (SEAP) 1 e 2 foram postergadas de 2026 para 2028. Atapu 2 e Sépia 2 passaram de 2027 para 2029, enquanto Raia Manta e Raia Pintada tiveram prazo alterado de 2027 para 2028.

A produção líquida de gás natural esperada para o ano de 2034 é de 134 milhões de m³ por dia; em 2024, o PDE estima 68 milhões m³.

Este aumento conta com a entrada em operação do Gasoduto Rota 3 e com o início da produção nos campos de Raia Manta e Raia Pintada e os Projetos de Sergipe Águas Profundas (SEAP), a partir de 2028. Também há a contribuição de descobertas ainda em avaliação.

A previsão da produção líquida de gás natural representa a produção total após os descontos de consumo próprio, injeção, queima e perdas.

O decênio do PDE 2034 apresenta declínio da produção onshore de petróleo equivalente a partir de 2028. Isso se deve à postergação da entrada em produção de recursos não descobertos.

Dificuldade no licenciamento

Durante a elaboração do PDE, a área de E&P da EPE fez uma análise conjunta com a Superintendência de Meio Ambiente (SMA) sobre a complexidade socioambiental da carteira de unidades produtivas a serem consideradas no Plano.

“Caso a unidade produtiva esteja em uma área considerada de alta complexidade, atribui-se um tempo maior para o licenciamento e uma postergação do início da produção. Ainda assim, caso essa dificuldade para o licenciamento se prolongue por muito tempo, haverá um decréscimo na previsão”, explicou Heloísa Borges.

Embora o pré-sal siga representando a maior parcela da produção nacional, está previsto o crescimento da participação de outras bacias, como a Sergipe-Alagoas (SEAL), mas a diretora da EPE ressalta a necessidade de aumento das atividades exploratórias para o avanço do conhecimento em bacias de nova fronteira e um cenário mais positivo quanto ao aumento da produção no futuro.

Substituição rápida de fósseis por renováveis

Para o Juliano Bueno, diretor do Instituto Arayara, organização que atua na promoção da descarbonização e combate às mudanças climáticas, a solução para o atendimento à demanda por combustíveis passa pela aceleração de projetos para produzir combustíveis renováveis avançados, como o diesel verde (HVO) e o combustível sustentável de aviação (SAF).

Esta questão, inclusive, foi tratada durante reunião entre o grupo de ambientalistas e o diretor geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Rodolfo Saboia.

“O transportador hoje é cobrado por um transporte de baixa emissão. Se houvesse uma substituição dos caminhões leves por elétricos e híbridos, já retiraria significativamente a demanda sobre óleo diesel no país”, disse Bueno.

Ele também cita as metas de descarbonização e aponta haver ‘incongruências’ nos dados: “a gente percebe que há uma pressão querendo dizer que o fato de não ter sido autorizada, por exemplo, a exploração em ambiente amazônico é um dos motivos da perda”.

Segundo o dirigente da organização, os ‘mecanismos estatais’ fazem um recorte para criar pressão sobre a queda nas projeções. Também critica o fato de o Brasil ser grande exportador de petróleo e critica o fato de o Brasil não ter focado na produção para o próprio consumo, ao invés da exportação.

“O custo de exportação, ou seja, quanto o Brasil está consumindo de energia para exportação, e não para consumo interno, nunca foi exposto ao cidadão brasileiro. Ele precisa entender o que é segurança nacional energética, de transporte e de alimentação, e o que a gente está mandando para fora”, frisou.