segunda-feira, 27 de fevereiro de 2017

Brazil's Equatorial Margin lags behind the country's environmental legislation





Rio de Janeiro (RJ) - Brazil's offshore potential has been largely known for its huge volume of oil reserves in its pre-salt layer. Yet for some other operators, the opportunities are beyond the ultra-deep waters situated in two important Brazilian bases - Santos and Campos. With an estimate of 30 billion barrels of oil in situ located in an area of 75,6 million square kilometers, the so-called Equatorial Margin, in Brazil's northern region, can be considered as a new highly profitable offshore frontier in the country.

In fact, after a recent and very successful exploratory campaign in the Guyana’s coast, which resulted in the discovery of two wells in Liza field, Exxon announced in February an investment plan to drill 1.4 billion barrel in Liza field by the end of 2017.  Those discoveries reinforced the previous expectation for great operations in the Brazilian region, mainly because the big geological similarities between the Guyana's coast and Brazil's north coast. The Guyana’s oil field is only 50 kilometers away from the Brazil’s Equatorial Margin area.

International majors such as Total, Exxon, BP as well as local independent operators like Queiroz Galvão E&P (QGEP) and PetroRio are among the companies that acquired 172 blocks offered in the 11th Bidding Round in 2013.
“Considering the recent findings in Guianas and Suriname, other operators might also achieve success in their exploratory activities,” says QGEP CEO Lincoln Guardado.

QGEP CEO Lincoln Guardado





Delays in Licensing issuing

Although its potential is abound, many operators are facing problems to start their initial exploration plan. Most of those problems are related to the environmental licensing, which is issued by Brazil’s Federal Environmental Regulator, Ibama,  especially for the Foz do Amazonas blocks, which has a total area of 268 thousands square kilometers.

According to Brazil’s National Petroleum Agency ANP, from 172 blocs auctioned, 45 of them has not to obtain Ibama licensing yet to start their initial exploration plan. This the case of the French oil company Total.
The French company acquired in the 2013 11th Bid Round five blocks in the Foz do Amazonas basin - FZA-M-57, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 and FZA-M-127. 

At the same year of the acquisition, the French company formally requested Ibama environmental licensing for drilling up to nine wells. Four years later, the document has not been issued yet, although Total has already received the first equipment to be used in its exploration research, such as drill pipes, drill bits and containers. The equipment is stored in the Belém port, in the northern state of Pará.

Because of this licensing process endurance, ANP agreed to extend to 2020 the ending of the first exploratory period of Total's five blocks in Foz do Amazonas basin. Previously, the initial exploratory process was scheduled to be finished by 2018.

Total expects to start its oil drilling activities this year. The first wells will be drilled in ultra-deep waters at a depth of 1,900 meters off the northern state of Amapá’s coast in order to test deeper formations,” says the French operator in an official statement.

Brazilian independent operator Queiroz Galvao E&P is also facing the similar process as Total’s.  The company, which acquired Foz do Amazonas block FZA-M-90, is still waiting for the Ibama environmental licensing and expects to start its initial exploration plan in 2018.  


 
IBP president José Camargo

Those examples serve to show the importance of changing the current environmental licensing procedures in order to make them more efficient and faster, according to the Brazilian Institute of Petroleum, IBP. “The environmental licensing issuing process must be improved. Brazil’s government needs to establish legal safety with less subjective evaluation criteria and more predictability for licensing requirements,” says IBP president José Camargo.


For Brazil's government, the reasons rely on the fact that the Equatorial Margin is very close the Amazon Forest, one of the most diverse and delicate ecosystems in the world. Indeed, for decades local and world environmentalist groups such as WWF and Greenpeace, who claim fighting for its preservation, watch every move which is considered as a threat against the environment life of the giant rain forest.

domingo, 12 de fevereiro de 2017

Uma nova esperança para o onshore no Brasil?




Com o objetivo de impulsionar a indústria onshore, o governo brasileiro quer triplicar sua produção

Brunno Braga

Rio de Janeiro - Em um país onde a exploração e produção offshore (em alto-mar) responde por 95% da produção total de petróleo e gás, os projetos de E & P onshore (em terra) do Brasil sempre foram descartados em termos de investimentos e atenção de grandes operadores.

De fato, devido ao enorme volume de barris de petróleo encontrado na costa brasileira nos últimos
anos, principalmente na camada de pré-sal, todos os olhos estão voltados para as atividades offshore. No entanto, o governo brasileiro quer dar aos pequenos operadores locais mais oportunidades na indústria de exploração e produção de petróleo e gás em terra.

O objetivo é ambicioso. Segundo o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marcio Félix, o governo está trabalhando para criar condições que possam triplicar sua produção onshore até 2030.

Atualmente, o Brasil produz uma média de cerca de 143 mil barris de petróleo por dia e 26 milhões de milímetro cúbicos de gás por dia em oito estados brasileiros. Este volume representa um terço da produção da Argentina e do Equador, países que têm um território menor que o maior da América Latina.


"Nós estamos operando no limite econômico em algumas áreas. Assim, estamos trabalhando para implementar um conjunto de políticas, a fim de abrir uma nova fronteira oportunidade e oferecer mais áreas. Queremos atrair mais operadores e dar-lhes mais diversidade em termos de cadeia de fornecimento para que possamos transformar a indústria onshore do país em outra importante fonte de desenvolvimento", afirma Marcio Felix.

Para atingir esse objetivo, o Ministério da Energia lançou no dia 31 de janeiro o Plano Revitalização de Exploração e Produção em Terra (REATE). Este plano, que combina um conjunto de medidas de incentivo, pretende desenvolver programas de suporte para os pequenos produtores.

Secretário de O&G do MME, Marco Felix



Avanços

Uma dessas medidas de incentivo - a isenção de regras de conteúdo local - será implementada na 4ª rodada de licitaçao para áreas com acumulações marginais. A rodada, que está agendada para ser realizada no dia 11 de maio, vai leiloar 10 campos localizados nas bacias do Espírito Santo, Potiguar e Recôncavo.

Num momento em que grandes operadores offshore estão lutando para ter regras menos rígidas para o conteúdo local atual, gerando controvérsia e disputa judicial, este movimento pode ser visto como um passo positivo para a revitalização do segmento onshore no Brasil.

"Apesar de ainda esperar mais avanços no quadro regulatório, a isenção de conteúdo local é um bom exemplo de como o Ministério da Energia está mudando sua visão sobre a indústria onshore brasileira", diz o secretário-executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP)  Anabal Santos.

No entanto, Santos ressalta que as áreas a serem leiloadas têm uma produção muito baixa e não atrairão empresas que necessitem de melhores condições para operar.

"O nível muito baixo de produção, juntamente com dificuldades regulatórias e outros gargalos enfrentados pelo segmento onshore, vão causar a falta de interesse dos operadores", diz Santos.

A primeira rodada de licitação de áreas marginais foi realizada em 2015. Oito empresas adquiriram 10 campos localizados nas bacias de Barreirinhas, Espírito Santo, Paraná, Potiguar, Recôncavo e Tucano Sul.

Apesar dos problemas mencionados, o gerente da ABPIP diz que está confiante sobre o plano do governo revitalização onshore. "Depois de ter sido esquecido por mais de uma década, tenho certeza que esse plano mudará para melhor o humor dos investidores, uma vez que eles começam a ver essas políticas postas em prática".

Na verdade, atrair mais operadores é uma tarefa muito desafiadora. Apesar de 23 produtores atuarem em áreas terrestres, a Petrobras, empresa estatal brasileira, representa 96% da produção total.
Além da isenção de conteúdo local, a Secretaria de Petróleo e Gás do Brasil afirma que um importante corte de impostos está no caminho para atrair pequenos produtores a investir em campos terrestres. Segundo Marcio Felix, a intenção do governo é reduzir os impostos de royalties de 10% para 5% em áreas com baixa produção de petróleo e gás.

A legislação brasileira de petróleo e gás permite que o governo federal estabeleça a porcentagem de impostos para cada área. Mas essa política específica de incentivo precisa ser discutida no Congresso porque muitas cidades dependem das receitas de royalties do petróleo.