Os marcos da exploração e produção de O&G em 2024

O ano de 2024 foi marcado por uma leve redução da produção de petróleo e gás em comparação ao ano anterior, pela manutenção de baixos índices exploratórios e pelo recorde nas exportações de óleo cru. Além disso, destacou-se uma importante agenda regulatória que impactou o setor de exploração e produção (E&P), incluindo novas regras sobre conteúdo local, medidas para aumentar a oferta de gás natural e novas atribuições para a PPSA.

Assim, 2025 desponta como um ano em que as reverberações dessas regulamentações começarão a se manifestar no setor. Será, também, um período desafiador, especialmente no que tange aos avanços exploratórios necessários para a reposição das reservas e para garantir a segurança energética do país no futuro.

Em 2024[1], a produção de petróleo e gás no Brasil alcançou aproximadamente 4,31 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), conforme dados da ANP. Trata-se de número levemente inferior ao registrado em 2023, que foi de 4,34 milhões boe/d. É importante destacar que essa ligeira queda na produção não indica que o país tenha atingido seu pico produtivo. Na verdade, ela reflete circunstâncias específicas, como paradas programadas em plataformas localizadas em importantes campos do pré-sal.

A produção do pré-sal alcançou a marca de 78% da produção nacional em 2024, um aumento de dois pontos percentuais em relação a 2023. Um dado relevante a ser destacado é que 2024 marcou um ponto de inflexão: pela primeira vez, a produção da Petrobras no onshore foi inferior à das petroleiras independentes. Estas últimas, por sua vez, foram responsáveis por cerca de 51% da produção onshore, um resultado que evidencia uma nova configuração no cenário do onshore brasileiro, consolidada após os desinvestimentos realizados pela Petrobras.

A produção média de petróleo em 2024 alcançou 3,35 Mbbl/d, dos quais aproximadamente 1,83 Mbbl/d – cerca de 54,5% do total – foram destinados à exportação, segundo a ANP. Esse volume representa um recorde histórico para as exportações de petróleo cru pelo país. Embora as exportações proporcionem ganhos financeiros imediatos, especialmente em contextos de alta nos preços das commodities, os baixos níveis de investimentos na ampliação do parque nacional de refino nos últimos anos mantêm a dependência do país em relação aos derivados. Essa dependência torna os preços dos combustíveis vulneráveis às flutuações provocadas por dinâmicas geopolíticas e econômicas globais.

No contexto da exploração, é importante ressaltar que o ano de 2024 se encerrou com 420 blocos exploratórios contratados, abrangendo uma área total de 179,7 mil km².  Este cenário representa um aumento de 67% no número de blocos contratados e de 11,3% na área exploratória em comparação com 2023. Esse crescimento é fruto dos contratos assinados do 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão e o 2º Ciclo da Oferta de Partilha, que ocorreram em 2023. Contudo, ao observar a perfuração de poços exploratórios, bom indicador da efetividade das atividades exploratórias, destaca-se que 2024 atingiu o menor patamar de perfurações desde 1998, com apenas 10 poços perfurados em 2024. Vale ressaltar que a redução nas perfurações exploratórias tem sido uma tendência observada ao longo da última década, o que representa riscos à reposição das reservas e compromete a segurança energética do país.

Outro destaque importante em 2024 foi a Pré-Sal Petróleo (PPSA). A estatal obteve uma arrecadação recorde no ano, atingindo a marca de R$ 10,32 bilhões com a comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União. O valor é cerca de 71% maior do que o arrecadado no ano anterior. Os resultados financeiros da empresa representam ganhos para o país, decorrentes do regime de partilha que prevê a parcela de óleo excedente destinado à União.

Além disso, os recursos obtidos são destinados ao Fundo Social, também previsto pelo sistema de partilha. Destinam-se para a educação, saúde e até mesmo para a transição energética. Logo, esses recursos podem ser convertidos em benefícios que extrapolam a produção de petróleo em si, e contribuem para o desenvolvimento do país.

Além disso, em 2024, novas regulamentações afetaram a PPSA, destacando-se a resolução 011/2024 do CNPE. Essa resolução permite que a estatal contrate o escoamento e processamento do gás natural da União nos contratos de partilha, além de comercializar gás natural, GLP e outros líquidos derivados do processamento no mercado nacional. Antes, o gás natural da União era vendido apenas à Petrobras na saída dos navios-plataforma em operação.

A resolução busca, de um lado, incrementar a presença de gás natural no mercado, permitindo a entrada de diversos novos agentes além da Petrobras. Por outro lado, amplia as atribuições da PPSA, que não se restringem mais apenas à gestão dos contratos de partilha e à comercialização do óleo e gás da União.

Agora, a PPSA também poderá atuar nas atividades de escoamento e processamento de gás. Essa medida, ainda que potencialmente amplie a oferta de gás, não garante, contudo, um correspondente aumento na infraestrutura e na capacidade de processamento do país.

Houve ainda em 2024 a promulgação do Decreto 12.153/2024, instituindo o programa “Gás para Empregar”, que em determinados aspectos atinge o segmento E&P. Com foco em aumentar a oferta de gás natural, o decreto destaca o papel da ANP no controle dos níveis de reinjeção e indica a possibilidade de revisão dos planos de desenvolvimento dos campos de produção, respeitada a viabilidade técnico-econômica visando a redução dos níveis de reinjeção de gás.

A proposta não desconsidera a necessidade e a importância da reinjeção para a maximização da produção de petróleo e a descarbonização do setor. No entanto, ela advoga para que não seja rejeitado gás para além do que seria “tecnicamente necessário”. Isso possibilitaria maior disponibilização do energético no mercado. Os efeitos do decreto serão sentidos nos próximos anos.

Em 2024, ocorreram alterações na política de conteúdo local (CL), com destaque para a Lei nº 15.075/2024, que possibilita a transferência de excedentes de CL em contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Essa flexibilização visa permitir que os operadores utilizem os excedentes de determinados contratos em outros, evitando assim penalidades por descumprimento das exigências de conteúdo local em contratos que não atingiram os índices mínimos. Logo, essa flexibilização em si, não implica necessariamente no fortalecimento da cadeia nacional de óleo e gás.

Contudo, a lei estabelece pontos importantes, como a definição de índices de CL para navios-tanque fabricados no Brasil, a redução dos royalties dos contratos da rodada zero para até 5%, visando incentivar investimentos em conteúdo local, e a possibilidade de renovação dos contratos de partilha de produção.

Esses fatores, em conjunto, podem contribuir para a recuperação da indústria naval nacional, além de ampliar os investimentos e, consequentemente, os índices de CL, nas áreas maduras da rodada zero e nos contratos de partilha com prazos estendidos.

Em 2025, os desdobramentos dessas regulações deverão surtir efeitos no E&P e na cadeia nacional de óleo e gás. A produção possivelmente retomará sua curva ascendente e a exportação deverá se manter em altos níveis. Contudo, o principal desafio será a ampliação das atividades exploratórias. Segundo a ANP, a relação entre reserva e produção do Brasil em 2023 era de 13 anos. Logo, são necessários avanços exploratórios, especialmente em novas fronteiras, a fim de assegurar a reposição das reservas, contribuir com a transição energética e garantir a segurança energética do país.