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A Margem Equatorial Brasileira foi a estrela da 11ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2013, sendo o maior bônus de assinatura pago ao governo no leilão por um consórcio formado pela Total (40%), Petrobras (30%) e BP (30%), de R$ 345,9 milhões.
Na época, a ANP estimou um potencial de 30 bilhões de barris na Margem Equatorial – bacias Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar – com um volume recuperável (produção efetiva) de 7,5 bilhões de barris, número que poderá ser bem maior com as novas tecnologias desenvolvidas pela Petrobras. Na Guiana, que tem o mesmo contexto geológico, a Exxon faz descobertas desde 2015 que já somam de 5 bilhões de barris de reservas recuperáveis e prevê que pode chegar a 10 bilhões.
A demora para conseguir o licenciamento ambiental e a opção da Total e da BP por investimentos em energia renováveis deixaram a Petrobras sozinha na operação. A Total abandonou o consórcio em 2020; e a BP, em 2021. Em maio deste ano, a estatal recebeu autorização para uma simulação pré-operacional no Amapá, a ser analisada pelo Ibama para concessão de licença para exploração.
Para viabilizar essa operação, serão necessárias melhorias na infraestrutura de comunicação, na conectividade e na hotelaria do Amapá. “A base logística para o transporte aéreo das operações da perfuração do poço previsto para o segundo semestre de 2022 na região do Amapá Águas Profundas será em Oiapoque (AP)”, disse o gerente executivo responsável pela área, Mario Carminatti.
A Petrobras informou que a expectativa é de que a licença ambiental para a exploração seja emitida pelo Ibama no quarto trimestre deste ano. O processo está em andamento, confirma a estatal, que está executando o exercício simulado de emergência para testar e avaliar a efetividade do Plano de Emergência Individual (PEI) apresentado.
