O início das pesquisas petrolíferas no ES deu-se em 1957. A primeira descoberta ocorreu em 1969. Curioso é notar que, nesta época, os trabalhos que se iniciavam na Bacia de Campos também se subordinavam ao Distrito de Exploração e Produção da Petrobras sediado em Vitória.Com o sucesso nas atividades dessa Bacia, em águas fluminenses, as superintendências se desmembraram. A da Bacia de Campos localizou-se em Macaé (RJ) e a da Bacia do Espírito Santo em São Mateus (ES), que também supervisionava as poucas atividades da Bacia de Campos, em águas capixabas. Como se sabe, a porção norte da Bacia de Campos se situa em águas capixabas, indo até o chamado arco geológico de Vitória.
O início da produção deu-se em São Mateus, em 1973. A infra-estrutura de transporte – oleoduto e gasoduto – começou a operar em 1981. A Unidade de Processamento de Gás Natural, por sua vez iniciou suas atividades em 1983. O primeiro fornecimento de gás foi feito em 1982, para a Aracruz Celulose. A primeira descoberta de gás na foz do rio Doce, precursora dos atuais campos de Peroá e Cangoá, deu-se em 1988. Em dezembro de 1993, o Estado deu a concessão para distribuição de gás canalizado, com exclusividade, à BR-Distribuidora. Em agosto de 1996 e maio de 1997, novas descobertas foram feitas na foz do rio Doce. Atualmente as reservas estimadas dos campos submarinos de Peroá e Cangoá são estimadas em 10 bilhões de m3.
A situação atual
A atual produção de óleo está por volta da 12 mil barris diários. Ela já foi o dobro. Com a incorporação das reservas recentemente descobertas (hoje elas montam a 36 milhões de barrís), a produção deve voltar ao patamar dos 24 a 25 mil barris diários no curto prazo. Essa produção é escoada via oleoduto até o porto de Regência, no município de Linhares, de onde é embarcado para as refinarias.
A produção de gás natural está na ordem de 750 mil m3/dia, dos quais 700 mil m3/dia são colocados no mercado consumidor, sendo que, aproximadamente 300 mil são utilizados nas usinas de pelotização da Cia. Vale do Rio Doce (CVRD), na Ponta de Tubarão, município da capital, Vitória. A distribuição do consumo é a seguinte: 54% para o segmento siderúrgico; 23,9% para o de celulose; 9,8% para o cerâmico; 6,8% para o químico; 4,2% para o têxtil; 1% para o alimentício e 0,2% para o cimenteiro.
O gás vem da região produtora no norte do Estado, via gasoduto até os municípios da Grande Vitória. Um ramal contorna a ilha, saindo do município da Serra, levando gás para os municípios de Viana e Cariacica, na parte sul da Capital, ficando sua extremidade bem próxima ao município de Vila Velha.
As reservas de gás natural montam de 12 a 13 bilhões de m3.
Quando o futuro começou
Em março de 1997, numa solenidade no Palácio do Planalto foi assinado um Acordo entre a ADERES, a Petrobras e a CVRD, para estudar a construção do Gasoduto Caiúnas (RJ) – Vitória (ES), diante das perspectivas de maior produção de gás natural na Bacia de Campos, em águas fluminenses. Segundo os estudos de engenharia realizados na Petrobras, este gasoduto terá uma extensão de pouco mais de 300 km, com capacidade de transporte de 7 milhões de m3/dia e investimento montando a US$ 123 milhões. A sua viabilidade seria garantida com a utilização de gás natural em uma Usina Termelétrica na região de Vitória, em uma Fábrica de Ferro Esponja da CVRD e na substituição de óleo combustível por gás nas 7 Usinas de Pelotização da CVRD e Associadas.
Os contatos preliminadres entre a CVRD e a Petrobras foram iniciados por volta de 1995 e à época da assinatura do Acordo apresentavam um indício concreto de viabilidade. Contudo, a privatização da CVRD, por um lado, e as mudanças administrativas na Petrobras retardaram o bom andamento das negociações. Mais recentemente foi firmado um acordo, criando um consórcio tripartite (CVRD, Escelsa e Petrobras) para estudar a viabilidade da construção da Usina Termelétrica de Vitória que, se operando a plena capacidade, prevista para 500 MW, consumiria 2 milhões de m3/dia de gás natural.
Outros consumos no trajeto do gasoduto, além daqueles já mencionados, seriam a substituição do óleo combustível pelo gás na Usina de Pelotização da Samarco, no município de Anchieta e um pólo consumidor em Cachoeiro de Itapemirim, notadamente pela indústria cimenteira local, praticamente situados ao longo do trajeto do gasoduto.
Assim, poder-se-ia esperar o seguinte perfil de consumo para o gás natural a ser transportado pelo gasoduto Cabiúnas – Vitória (em mil m3/dia):
No que diz respeito ao gás natural localmente produzido, com as recentes descobertas em terra e especialmente no mar (campos de Cangoá e Peroá), é esperado para o próximo ano, no mínimo, o seguinte quadro (sempre em mil m3/dia):
A atual rede de gasodutos, que liga a região produtora do Norte do Estado à Região Metropolitana da Grande Vitória, com capacidade, no tronco principal de transporte, de 700 mil m3/dia, está sendo duplicada pela Petrobras, com um investimento da ordem de US$ 18,5 milhões. Logicamente, existe a possibilidade de aumentar esse segundo total para até 1,5 milhão de m3/dia, no médio prazo.
Meses após a solenidade no Palácio do Planalto, foi assinado outro Memorando de Entendimentos, em maio de 1977, desta feita em São Mateus, entre a Escelsa, Petrobras e a ADERES, essa representando o Estado, para o início dos estudos visando a implantação de outra Usina Termelétrica no Norte Capixaba, com capacidade cogitada, naquela oportunidade, de 150 MW. Para tal a Petrobras, disponibilizaria por 15 anos, 600 mil m3/dia de gás, dos Campos de Peroá e Cangoá. O empreendimento englobaria a construção de outra rede de transporte de gasodutos, a partir desses campos submarinos, distantes 50 km da costa, até a Usina Termelétrica. O investimento total está previsto para US$ 173 milhões.
Desta forma, aos totais acima, pode-se acrescentar um terceiro, relativo ao consumo esperado da Usina Termelétrica do Norte (em mil m3/dia):
Esta termelétrica, em vista do volume atual de reservas dos campos submarinos de Cangoá e Peroá pode ter sua capacidade aumentada para 250 MW, consumindo 1 milhão de m3/dia. Trata-se de uma escala mais econômica que a de 150 MW. Os agentes envolvidos devem estudar essa possibilidade.
Feita a somatória dos três totais, ter-se-ia um mercado da ordem de 6.400.000 m3/dia.
O que o futuro nos reserva
Como se sabe, a costa capixaba está dividida em duas bacias sedimentares: ao norte, a Bacia do Espírito Santo, e ao sul, a porção norte da Bacia de Campos.
É da Bacia do Espírito Santo que sai a atual produção de óleo e gás no Estado e é aí que foram descobertos, recentemente, os campos de Peroá e Cangoá, com reservas significativas de gás natural, não associado ao petróleo, já mencionados anteriormente. A Petrobras prevê para essa Bacia, a possibilidade de descobertas de 30 bilhões de m3 de gás natural não associado, o que poderia suportar uma produção de cerca de 6 milhões de m3/dia, durante 15 anos.
Quanto à porção norte da Bacia de Campos, com a recente licitação de blocos sedimentares nesta área, a Petrobras admite a possibilidade de aí serem descobertas reservas espetaculares, que poderiam garantir uma produção de até 1 milhão de barris equivalentes de petróleo. Isto quer dizer, entre óleo e gás natural, somadas as produções, chegar-se-ia aos um milhão de barris. Desse volume, como também adianta a Petrobras, pode-se chegar à uma produção de até 30 milhões de m3/dia de gás natural.
Os investimentos para a atividade de exploração, já iniciados com os trabalhos de sísmica, são calculados em US$ 1 bilhão. Dependendo do sucesso menor ou maior dessa atividade, os trabalhos de produção podem se situar entre US$ 5 e 15 bilhões. Incluindo a Petrobras, estão na área em parceria com a estatal, sozinhas ou em parceria entre si as seguintes operadoras: UNOCAL, SHELL, EXXON, AGIP, YPF, MOBIL e TEXACO, todas internacionalmente conhecidas.
É inimaginável o que isso acarretaria para a economia capixaba, quer como grande produtor de hidrocarbonetos (petróleo e gás), grande mercado consumidor e distribuidor de gás e petróleo para outras regiões do País. As atividades portuárias seriam significativamente desenvolvidas e logicamente, refinarias, pólos gás-químico e petroquímicos, deverão ser contemplados visando a agregação de valor ao óleo e gás a ser produzido.
As finanças do Estado seriam beneficiadas, indiretamente, via impostos, e diretamente com o recebimento de "royalties" pagos aos níveis de governo estadual e municipal. A Petrobras estima que, se aquelas estimativas se concretizarem, o Governo do Estado pode vir a receber cerca da R$ 30 milhões mensais, enquanto aos Governos Municipais repartiriam um valor da ordem de R$ 37 milhões mensais.
Considerações finais
Na pauta de trabalho da ADERES, que se articula em nome do Governo Estadual com os agentes econômicos para viabilizar esses empreendimentos, figura também a criação de uma Companhia Distribuidora de Gás, que assumiria a concessão ora a cargo da BR-Distribuidora, além da implantação da Agência Reguladora dos Serviços Públicos, que também se encarregaria dos negócios de energia. Esta Agência já foi criada por Lei e está em vias de ser implantada. Na área de energia regularia a atividade de distribuição de gás canalizado, que o Estado é o Poder Concedente, bem como, em convênio com as agências reguladoras nacionais, seria o braço descentralizado das atividades destas agências no Estado.
Assim, são extremamente animadoras as perspectivas da área energética no Espírito Santo, principalmente no que daí resultará para o quadro deficiente (*) de geração de energia elétrica no Estado. As reservas de gás natural já descobertas e a descobrir, poderão, ao lado do aproveitamento do seu relativamente pequeno potencial hidráulico, aumentar a capacidade de geração de energia elétrica, através de termeletricidade, como foi mencionado no corpo deste artigo.
(*) A capacidade de geração de energia elétrica no ES é de 200 MW, que necessita de cerca de 1.000 MW para atender às suas necessidades. A despeito de uma capacidade de cogeração (Aracruz Celulose e Companhia Siderúrgica de Turbarão) também da ordem de 200 MW, importa portanto 80% da energia elétrica consumida no Estado.
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A demanda e oferta de GN e petróleo é analisada do ponto de vista histórico e prospectivo. Destaca-se o potencial do Estado na produção - com ênfase no GN - e sua capacidade de absorção no mercado local.
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