Uma análise do Polo Urucu

Por Eric Gil Dantas, do Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (IBEPS) para o Observatório Social da Petrobrás

Descoberto pela Petrobrás em 1986, o Polo Urucu, que está em oferta por parte da direção da empresa, compreende as concessões dos campos de Araracanga, Arara Azul, Carapanaúba, Cupiúba, Leste do Urucu, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, todas localizados no estado do Amazonas, mais especificamente nos municípios de Tefé e Coari.

O polo é economicamente muito importante para a região, respondendo por 15% do PIB do estado do Amazonas[2] e por grande parte do abastecimento de petróleo e gás da região, produzindo – em dezembro de 2020 – 38% do gás natural e 18% do petróleo extraído do Norte/Nordeste.

O Polo Urucu se beneficia de um grande investimento feito recentemente pela Petrobrás. Finalizado em 2009, o Gasoduto Urucu-Coari-Manaus (que não está no pacote da venda), possibilita o transporte de até 5,5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, desde Urucu até a capital do Amazonas. Segundo a Petrobrás, “essa estrutura atual é bem diferente do que havia no início da operação de Urucu [quando] levava-se mais de uma semana para escoar a produção por balsas de pequeno porte pelo rio Urucu até a cidade de Coari, às margens do rio Solimões e dali, em balsas maiores, até a Refinaria de Manaus – Reman”[3]. O empreendimento custou, à época, R$ 4,58 bilhões para a estatal[4] – sendo que mais da metade disto, R$ 2,49 bilhões, veio do BNDES[5]. Em valores reais de maio de 2021, este montante significa um valor de investimento de R$ 8,74 bilhões.

Neste texto analisaremos dados sobre a produção do Polo Urucu, quanto se extrai de óleo e de gás natural, qual a importância para o país e para a região, a qualidade do óleo retirado, e, por fim, qual será o benefício entregue à Eneva, a provável compradora destas concessões.

Os dados de produção do Polo de Urucu

Os sete campos de Urucu produziram em 2020 uma média de 100.935 barris de óleo equivalente por dia (boe/d)[6], entre óleo e gás natural. Apesar de 2020 ter a menor produção desta série histórica, está dentro da amplitude “normal” destes poços, que varia em cerca de 14 mil boe/d a depender do ano.

Gráfico 1 – Produção de petróleo e gás em barril de óleo equivalente por dia (boe/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

Apesar de permanecer mais ou menos constante ao longo da última década, a proporção da produção de Urucu relativamente ao total do país caiu consideravelmente, passando de 4,2% em 2010 para 2,7% em 2020. Isto é explicado unicamente pelo aumento da produção de óleo e gás advindo do pré-sal.

Gráfico 2 – Participação da produção de petróleo e gás em barris de óleo equivalente de Urucu na produção total do país

Fonte: Dados abertos ANP

Urucu tem uma produção mais relevante no que se refere ao gás natural. Em 2020 produziu 13.538 mil metro cúbicos de gás natural. De 2010 para cá vem aumentando esta produção. Ao longo desta década Urucu passou a produzir 28% a mais de gás natural.

Gráfico 3 – Produção de gás natural (Mm³/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

Mesmo com uma produção crescente, Urucu hoje tem participação de 10,6% na produção total do país em gás natural. Em 2010, este número era de 17%.

Gráfico 4 – Participação da produção de gás natural em Urucu no total do país

Fonte: Dados abertos ANP

A diminuição da participação de Urucu na produção de gás ocorre não pela diminuição de sua produção, e sim por conta do aumento da produção advinda do Pré-sal, que passou de 16.100 Mm³/d em maio de 2014 para 88.875 Mm³/d em maio de 2021, um crescimento de 452% em sete anos.

Gráfico 5 – Participação dos campos do Pré-sal na produção total de gás natural do Brasil (tendo maio como mês de referência)

Fonte: Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural ANP

Já a produção de óleo vem declinando nos últimos anos. Passou de 35,7 mil bbl/d em 2010 para 15,8 mil bbl/d em 2020. Isto coloca o Amazonas apenas como o sexto maior produtor de óleo do país, atrás de RJ, SP, ES, BA e RN.

Gráfico 6 – Produção de petróleo (bbl/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

A sua participação da produção total de óleo do país caiu de 1,7% para 0,5%, tanto por conta da sua diminuição de produção de bbl/d, quanto pelo aumento da produção advinda do Pré-sal.

Gráfico 7 – Participação dos campos de Urucu na produção nacional de petróleo

Fonte: Dados abertos ANP

Apesar de ser uma produção menor do que a das grandes regiões de petróleo, Urucu tem um petróleo considerado como “óleo leve” e com “baixo teor de enxofre”, pois seu grau de API é superior a 32 e o percentual de enxofre é inferior à 0,5%.

A média do Grau de API de todos os campos do país para o ano de 2019 foi de 27,26º, muito abaixo de Urucu (49,2º)[7].

Tabela 1 – Grau API das correntes de petróleo com produção de petróleo superior a 1 milhão de m³ anuais

UFBacia sedimentarCorrente de petróleoDensidade (Grau API)
AMSolimõesUrucu49,2
BARecôncavoBahiano Mistura36,5
SPSantosBaúna33,3
RJSantosLula30,7
RJSantosSul de Lula30,2
SPSantosSapinhoá30,1
RJSantosBúzios28,4
RJSantosMero28,1
RJCamposTartaruga Verde26,9
RJCamposAlbacora26,2
ESCamposParque das Baleias26,1
RNPotiguarRGN Mistura25,5
RJCamposBarracuda-Caratinga25,1
RJCamposCabiúnas Mistura25
RJCamposMarlim Leste24,7
SPSantosLapa23
RJCamposRoncador22,8
RJCamposMarlim Sul22,2
RJCamposMarlim20,3
RJCamposFrade19,6
RJCamposAlbacora Leste19
ESCamposOstra16,6
RJCamposPeregrino13,7
RJSantosAtlanta13,2

Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2020

Já a média de teor de enxofre no Brasil era de 0,456 em 2019, muito superior ao 0,038 de Urucu.

Tabela 2 – Teor de enxofre das correntes de petróleo com produção de petróleo superior a 1 milhão de m³ anuais

UFBacia sedimentarCorrente de petróleoTeor de S (% peso)
AMSolimõesUrucu0,038
BARecôncavoBahiano Mistura0,058
SPSantosBaúna0,24
RJSantosMero0,286
RJSantosBúzios0,308
RJSantosAtlanta0,345
RJSantosLula0,35
SPSantosSapinhoá0,353
RJSantosSul de Lula0,374
ESCamposParque das Baleias0,4
ESCamposOstra0,426
RJCamposAlbacora0,462
RNPotiguarRGN Mistura0,484
RJCamposCabiúnas Mistura0,502
RJCamposBarracuda-Caratinga0,534
RJCamposMarlim Leste0,553
RJCamposRoncador0,585
RJCamposAlbacora Leste0,599
SPSantosLapa0,6
RJCamposTartaruga Verde0,61
RJCamposMarlim Sul0,61
RJCamposMarlim0,741
RJCamposFrade0,746
RJCamposPeregrino1,9235

Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2020

Eneva e Urucu

A Eneva será a provável compradora do Polo Urucu. Depois que a 3R Petroleum não concretizou a compra por US$ 1,1 bilhão, por ter colocado uma série de condições à Petrobrás, tais como: “o rompimento do contrato com a TAG (o gasoduto que transporta o gás a uma tarifa alta e que a Petrobras recentemente vendeu à Engie) e o rompimento do contrato de fornecimento de gás com a distribuidora do Amazonas (Cigás)”[8]. A Petrobrás não informou números, apenas que está em negociação vinculante com a Eneva, mas o Brazil Journal na mesma matéria fala que “na nova rodada, em meados de janeiro, a Eneva aumentou sua oferta entre 30% e 40%, e a 3R, na contramão, apresentou uma proposta bem menor, segundo as fontes próximas às negociações”. Sendo assim, a proposta seria próxima a US$ 810 milhões (o que no câmbio de R$ 5,2724 daria R$ 4,27 bilhões).

A Eneva é uma empresa de energia brasileira que tem como seus principais acionistas o BTG Pactual, fundado pelo ministro da Economia Paulo Guedes, e o fundo de participações Cambuhy, do Pedro Moreira Salles (Itaú Unibanco). Segundo o Relatório de Referência da Eneva de 2020, a Cambuhy Investimentos possui 22,8% do total das ações da empresa e o BTG Pactual 21,3%. Os outros acionistas relevantes são as cariocas Dynamo Investimentos e Atmos Capital (que tem relação também com a Cosan, uma das maiores empresas do país no setor), com 6,25% e 5,31%, respectivamente.

A consequência desta compra será transformar a Eneva na segunda maior produtora de gás natural do país, atrás apenas da própria Petrobrás. O efeito (tudo o mais constante) será entregar 10% da produção de gás nacional, pertencente à Petrobrás, para a Eneva, que passará a produzir 14% de todo o gás do país, 3 pontos percentuais a mais do que a Shell.

Quadro 1 – Cenário atual do market share brasileiro de gás natural e o cenário com a compra de Urucu pela Eneva (baseado nos dados de maio de 2021)

ConcessionárioAntesDepois
Petrobras73%63%
Shell Brasil11%11%
Eneva4%14%
Petrogal Brasil3%3%
Repsol Sinopec2%2%
Enauta Energia1%1%
Total E&P do Brasil1%1%
Equinor Energy1%1%
Petronas0%0%
Outras2%2%

Fonte: Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural ANP [Elaboração própria]


[1] Texto escrito por Eric Gil Dantas (Ibeps) a pedido do Observatório Social da Petrobrás.

[2] https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2016-12/urucu-completa-30-anos-de-exploracao-de-petroleo-em-plena-amazonia

[3] https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/urucu-completamos-30-anos-na-amazonia-com-gestao-responsavel.htm

[4] https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/gasoduto-urucu-manaus-respostas-a-folha-de-s-paulo.htm

[5] https://economia.estadao.com.br/noticias/geral,bndes-libera-r-2-49-bi-para-gasoduto-urucu-manaus,94980

[6] Boe/d é uma unidade utilizada pela indústria do petróleo a fim de comparar volumes de petróleo e gás natural, a partir da equivalência energética entre petróleo e gás natural, medida pela relação entre o poder calorífico de ambos os fluidos. A relação aproximada é de 1.000 m³ de gás para 1 m³ de petróleo. Neste texto utilizaremos tanto o Boe quanto o bbl (unidade padrão para petróleo, equivalente a 158,9873 litros). Para gás natural, além de Boe, utilizaremos também sua medida em m³.

[7] Quanto mais leve for o óleo bruto (menor densidade, maior grau API), maior o seu valor agregado, pois gera uma maior parcela de derivados “nobres”.

[8] https://braziljournal.com/eneva-leva-campo-de-urucu-em-repescagem-contra-3r

Relatório sobre a Petrobras Biocombustível S.A. (PBIO)

Eric Gil Dantas, pelo Ibeps para o Observatório Social da Petrobrás

O Brasil é o segundo maior produtor de biocombustíveis no mundo, devido ao seu tamanho e sua produção agrícola, e é pioneiro na tecnologia tanto da produção de etanol[1] quanto de biodiesel.

Segundo dados da OCDE/FAO, o Brasil terá um crescimento de 20% na produção de biocombustíveis ao longo da década de 2020, o que o consolidará na 2ª posição e o fará aproximar-se da produção dos EUA – maior produtor do mundo. Segundo esta projeção o Brasil só crescerá menos do que a Indonésia (+32,2%), dentre os maiores produtores do mundo.

Gráfico 1 – Produção de biocombustíveis por país (valores em Petajoule = 1015 Joule)

Fonte: OCDE/FAO

A produção de biocombustíveis é dividida em dois tipos: etanol e biodiesel. Em termos de etanol, o Brasil é também o segundo maior produtor do mundo, atrás apenas dos EUA. A diferença entre o etanol americano e o brasileiro é que enquanto lá produzem etanol basicamente advindo do milho, no Brasil a matéria-prima utilizada é majoritariamente advinda da cana-de-açúcar.

Gráfico 2 – Participação por país na produção mundial de etanol no ano de 2020

Fonte: Renewable Fuels Association

Já em relação ao biodiesel, o Brasil está atrás da União Europeia, EUA e Indonésia, em quarto lugar, para o ano de 2019. Como a OCDE/FAO não disponibilizou sua lista comparativa para 2020, ainda não temos o ranking deste ano, no entanto, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) – com o aumento da produção deste último ano, que pode ser visto no Gráfico 4 – o Brasil teria se tornado “o segundo maior fabricante de biodiesel do mundo, atrás apenas dos EUA”[2].

Gráfico 3 – Participação por país na produção mundial de biodiesel no ano de 2019

Fonte: OCDE/FAO

O consumo de biodiesel no Brasil vem aumentando exponencialmente. De um consumo irrisório em 2005, passou para 62,8³ mil m³. Se considerarmos a década de 2010 (um período com um mercado já bem estabelecido), o crescimento foi de 157%. Como vimos pela estimativa da OCDE/FAO, esta oferta deverá continuar a subir consideravelmente.

Gráfico 4 – Consumo Final de Biodiesel no Brasil (em 1.000³ m³)

Fonte: EPE

O aumento da demanda e consequentemente da produção se dá principalmente pelos mandatos de biodiesel a ser misturado no diesel fóssil. Iniciado em janeiro de 2008, quando passou a ser obrigatório a adição de 2% de biodiesel no diesel fóssil, este percentual subiu diversas vezes, estando hoje no patamar de 12% (B12). O objetivo é que em março de 2023 chegue ao percentual de 15%, no entanto, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu a volta para o B10 no 79º Leilão de Biodiesel, devido aos altos preços das commodities (principalmente soja), o que seria adicionado ao já elevado preço do diesel. Ainda assim, os mandatos serão retomados provavelmente já no próximo leilão de biodiesel e isto irá garantir o aumento da demanda do produto no país.

Gráfico 5 – Mandatos de biodiesel a ser misturado no diesel fóssil (de B2 a B15)

Fonte: CNPE

A Petrobras Biocombustível é uma empresa, hoje, lucrativa. Apesar de no início a empresa ter apresentado prejuízos, desde 2017 tem lucros líquidos anuais positivos.

Gráfico 6 – Lucro (prejuízo) líquido da PBIO (em milhões de reais)

Fonte: PBIO

Após anos de grandes investimentos, a PBIO passa a ser lucrativa a partir de 2017, como vimos no gráfico anterior. De 2012 a 2016 (a empresa não disponibiliza os dados de investimentos anteriores a 2012), quando a PBIO dava prejuízo financeiro, houve um total de investimentos de R$ 1,4 bilhão. Quando a empresa passou para o azul, com o retorno destes investimentos, a direção da Petrobras deverá vende-la.

Gráfico 7 – Investimentos totais da PBIO por ano (em milhões de R$)

Fonte: PBIO

A PBIO é a sexta maior empresa – relativamente à capacidade instalada para produção de biodiesel (m³/dia) – no país. Até fevereiro deste ano, também detinha 50% na BSBIOS, terceira maior empresa do setor, mas vendeu sua participação para a RP Participações em Biocombustíveis S.A..

Gráfico 4 – Percentual do total da capacidade instalada do país para produção de biodiesel por empresa (2019)

Fonte: ANP

A PBIO, hoje, tem uma produção menor de biodiesel do que entre os anos de 2012 e 2016. Sendo que o ano de 2016 marca a desativação de sua usina em Quixadá (CE).

Gráfico 5 – Produção de biodiesel pela PBIO em milhares de m³/dia

Fonte: ANP

O Brasil utiliza majoritariamente a soja como matéria-prima para a produção do biodiesel. Em 2020, 71,21% de toda a produção de biodiesel veio da soja, seguido de outros materiais graxos[3] (11,5%), gordura bovina (8,9%), outras[4] (5,8%) e óleo de dendê (2,56%). A PBIO tem um papel muito importante na diversificação da produção de biodiesel no país, tanto em termos regionais quanto de matéria-prima utilizada. Com uma produção muito concentrada no Centro-sul, com o Centro-Oeste produzindo 41,4% do biodiesel nacional e o Sul 40,6% (ambos no ano de 2019), a PBIO teve uma grande importância na produção da região Nordeste. Depois de sua criação (em 2008), chegou a ter 87% de toda a produção de biodiesel na região, com uma queda de importância depois do fechamento da usina de Quixadá (CE).

Gráfico 6 – Participação da PBIO na produção de biodiesel no Nordeste

Fonte: ANP

Como mostramos, em termos de matéria-prima, o Brasil utiliza majoritariamente a soja para a produção do biodiesel. A PBIO também atua como uma diversificadora de matéria-prima para o biodiesel. Isto é importante, pois a produção deste combustível – apesar dos seus benefícios em termos de emissão de carbono – tem dois problemas: (i) compete com a utilidade destes produtos de virarem alimentos para seres humanos; e (ii) pode incentivar o aumento da monocultura (como no caso da soja). Como mostramos em parágrafo anterior, a matriz brasileira de biodiesel é 71% advinda da soja. No entanto, a PBIO produz apenas 26% de todo o seu biodiesel com soja, exatamente o inverso da matriz das outras empresas do país. Isto se dá em parte porque a empresa se encontra na região Nordeste (incluso o norte de Minas Gerais), onde a disponibilidade de matérias são outras que não soja. Mas é importante pontuar que, a instalação de usinas no Nordeste é também uma política de produção para o setor, pois vai de encontro à tendência do setor privado de se estabelecer apenas nas grandes regiões produtoras de soja (Sul e Centro-Oeste).

Gráfico 7 – Participação da soja como matéria-prima na matriz de produção do biodiesel (2020)

Fonte: ANP

Isto se dá porque a PBIO diversifica sua matriz dando mais peso para produtos como “gordura bovina” e “outros materiais graxos” – tal como podemos ver no gráfico abaixo. Importante pontuar que a gordura bovina não faz com que haja mais criação de gado nestas regiões, e sim gera um aproveitamento de produto que poderia ser descartado depois do abate.

Gráfico 8 – Matéria-prima utilizada para produção do biodiesel da PBIO (2020)

Fonte: ANP


[1] Remetendo ainda ao programa pró-álcool, na década de 1970.

[2] https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-601/topico 588/Relatório%20Síntese%20BEN%202021-ab%202020_v2.pdf

[3] Mistura de matérias-primas tradicionais em tanque e reprocessamento de sub-produtos gerados na produção de biodiesel.

[4] Gordura de frango, gordura de porco, óleo de algodão, óleo de canola, óleo de fritura usado, óleo de milho e óleo de palmiste.