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ARTIGO TEMÁTICO • Serv. Soc. Soc. 148 (2) • 2025 • https://doi.org/10.1590/0101-6628.484 linkcopiar

Open-access Do petróleo ao petróleo e os riscos socioambientais na Bacia da Foz do Amazonas

From oil to oil and the socio-environmental risks in the Foz do Amazonas Basin

AutoriaSCIMAGO INSTITUTIONS RANKINGS

Resumo:

Este ensaio visa discutir a expansão da fronteira petrolífera na Bacia da Foz do Amazonas, seu lugar na discussão sobre a crise climática e a transição energética e os riscos socioambientais envolvidos nesta atividade. Apoia-se na discussão da literatura e na análise documental, apontando que, no contexto da crise do capital, a ampliação da escala de produção de petróleo pressiona o metabolismo social, imprimindo uma tendência à eliminação das condições elementares da reprodução social.

Palavras-chave:
Margem equatorial; Fronteira petrolífera; Riscos socioambientais; Transição energética; Crise do capital

Abstract:

This essay aims to discuss the expansion of the oil frontier in the Foz do Amazonas Basin, its role in the debate on the climate crisis and energy transition, and the socio-environmental risks involved in this activity. It is based on a review of the literature and documentary analysis, arguing that, in the context of the capital crisis, the scaling up of oil production puts pressure on the social metabolism, leading to a tendency to eliminate the elementary conditions of social reproduction.

Keywords:
Brazil’s equatorial margin; Oil frontier; Socio-environmental risks; Energy transition; Capital crisis

Introdução

Em 2007, o Brasil descobriu o “pré-sal” (terceira camada abaixo do nível do mar, sob as camadas do sal e pós-sal, a mais de sete mil metros de profundidade), com reservas estimadas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), à época, com capacidade de produção de 3,4 bilhões de barris de petróleo e 174 bilhões de metros cúbicos de gás em reservas nas bacias do Sul e Sudeste do Brasil, com cerca de 800 km de extensão e 200 km de largura, que vão desde o litoral do Espírito Santo até o litoral de Santa Catarina. O então presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, saudou a descoberta como “um bilhete premiado”, “um passaporte para o futuro”.1 Passados 15 anos, a produção do petróleo e gás brasileiros, considerando-se todas as reservas, alcançou, respectivamente, uma média de 3,021 milhões de barris/dia e 138 milhões de m3/dia. Em 2022, ambos, petróleo e gás, registraram produção recorde. A produção total acumulada de petróleo foi de 1,103 bilhão de barris; já a produção acumulada de gás bateu a marca de 50,3 bilhões de m3. A maior parte desses volumes foi oriunda de reservatórios do pré-sal, representando cerca de 75,2% do total da produção nacional (Brasil; ANP, 2022).

Somente em 2022, a bacia de Santos - a maior do país, com área total superior a 350 mil km2, estendendo-se de Cabo Frio (RJ) a Florianópolis (SC) - foi responsável por 75% do total nacional de produção de petróleo e por 73% do total nacional da produção de gás. Nela está o polo pré-sal, que reúne os maiores campos produtores do país, a exemplo de Tupi e Búzios. No mesmo ano, coube, ao campo de Tupi, 28% do total da produção nacional de petróleo (em barris/dia) e, ao campo de Búzios, 19% da produção nacional total. O estado do Rio de Janeiro foi responsável por 85% do total da produção nacional de petróleo e por 69% da produção nacional de gás, em 2022. Para se ter ideia, o segundo estado federativo com maior produção foi São Paulo, contando com 8% do petróleo e 12% do gás (Brasil; ANP, 2022).

miniatura da Figura 1.
Figura 1.
Mapa das principais bacias produtoras de petróleo e gás marítimas e terrestres da Petrobras

Como destacaram Chelala e Chelala (2024), o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) projeta, para um cenário, que seria mais “realista”, uma demanda mundial atual de cerca de 97 milhões de barris por dia (mbd), que deve alcançar um pico de 110 mbd em 2035, caindo para cerca de 75 mbd a partir 2050. Ainda de acordo com os autores, estudos da ANP, no entanto, apontam que a produção petrolífera brasileira no pré-sal deve atingir seu pico em 2029, com 4,9 mbd, entrando, então, em declínio. É neste contexto que a Margem Equatorial emerge como a alternativa necessária para a manutenção do padrão de produção de petróleo brasileiro e mundial, constituindo-se como “[...] a grande agenda de futuro da energia no Brasil” (Barros Filho; Carmona, 2023, p. 11).

A partir da barafunda recente que envolve o pedido da Petrobras para perfurar o bloco FZA-M-59, na Bacia da Foz do Amazonas - provisoriamente negado pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) -, na Margem Equatorial, visamos discutir a expansão da fronteira petrolífera no Brasil em uma dupla dimensão: a primeira, que diz respeito aos riscos de impactos socioambientais implicados na atividade petrolífera; e a segunda, o lugar da exploração de hidrocarbonetos no contexto das discussões sobre a crise climática e a transição energética na contemporaneidade. Metodologicamente, este ensaio se apoia na discussão da literatura sobre o tema e na análise documental, buscando conjugar a crítica “à quente” da conjuntura político-econômica com a análise em perspectiva histórica. Assim, buscou-se a bibliografia recente dedicada ao tema - que, com relação aos impactos sociais da exploração da bacia da Margem Equatorial, é bastante escassa - além dos documentos disponibilizados pelos seguintes órgãos: ANP, Petrobras e Ibama, assim como de eventuais notícias da imprensa sobre as contradições do complexo petrolífero, especialmente na região em questão.

Subjaz a este ensaio a premissa segundo a qual, à medida que se desenvolve, o modo de produção capitalista produz contradições inalienáveis em função de sua estrutura interna alienada. E, tendo atingindo sua plena maturação, a tendência ao (auto)bloqueio de sua dinâmica interna se converte na eliminação do potencial civilizador que outrora comportou, expandindo forças de destruição no decurso da expansão das forças produtivas (Mészáros, 2009). Nesse sentido, discutir a expansão da fronteira petrolífera insere-se no debate sobre as condições de reprodução do sistema global do capital no atual estágio do desenvolvimento das forças produtivas.

1. A Bacia da Foz do Amazonas: a nova fronteira do petróleo na Margem Equatorial

De acordo com documento técnico da ANP, a Bacia da Foz do Amazonas está localizada no extremo noroeste da Margem Equatorial2 da fronteira do Brasil com a Guiana Francesa, abrangendo o litoral do Amapá e parte do Pará, fazendo limite com a Bacia do Pará-Maranhão a leste. Trata-se de uma área de 283.000km2, incluindo a plataforma continental, o talude e as águas profundas e ultraprofundas (Brasil; ANP, 2021).

Os primeiros dados sísmicos, gravimétricos e magnetométricos da região foram obtidos em 1963, quando se deu o início das atividades exploratórias de hidrocarbonetos na Bacia do Amazonas. Nos anos de 1976 e 1982, foram descobertos depósitos de gás natural na região, os quais foram negociados ainda sob a vigência da ditadura civil-militar (1964-1985). No período, a Petrobras assinou os primeiros contratos de riscos com as empresas Shell, Elf-Agip e British Petroleum (BP) para a exploração de águas rasas - contratos que resultaram na perfuração de 33 poços exploratórios (de um total de 95 que seriam perfurados até 2021) (Brasil; ANP, 2021).

Vale mencionar que, com a Lei n. 9.478, de 6 de agosto de 1997 (conhecida como a Lei do Petróleo), que instituiu o Conselho Nacional de Política Energética e criou a ANP, a Petrobras deixou de exercer o monopólio sobre o petróleo - que havia sido instituído pela Lei n. 2.004, de 1953 - nas atividades de exploração, produção, refino, transporte, permitindo que outras empresas, com sede no país, pudessem atuar em todos os elos da cadeia produtiva, seja por concessão, seja por autorização da União - processo precedido pela fragmentação e pela perda de ativos da Petrobras que remonta, pelo menos, ao Plano Nacional de Desestatização de 1991 e, mais importante, pela Emenda Constitucional n. 9, de 5 de novembro de 1995, que afrouxou o monopólio, permitindo a concessão de atividades do setor para outras empresas. A partir de então, o país vem passando por um verdadeiro processo de privatização do petróleo e, desde 1997, a ANP vem concedendo o direito de exploração de blocos de petróleo, por meio de licitações públicas, sob o que ficou conhecido como Regime de Concessão. Com isso, empresas com capital de qualquer origem, com sede no Brasil, atendendo às exigências dos editais de concessão, são autorizadas a explorar blocos de hidrocarbonetos oferecidos pela ANP, tendo a garantia da propriedade dos recursos e assumindo o ônus de tais atividades, além de determinadas taxações impostas pela União. Sob esse modelo, os recursos pertencem ao Estado enquanto estiverem no subsolo do território nacional. Uma vez trazidos à superfície, sua titularidade é de quem os extrai. Em 1998, foi realizada a rodada zero pela ANP, da qual participou apenas a Petrobras, obtendo 115 blocos. A partir de 1999, a primeira rodada de concessões começou a envolver outras empresas (Dieese, 2013) e a Bacia da Foz do Amazonas passou a ser oferecida ao capital privado, em modelo análogo ao aplicado nas bacias da margem oeste da África, particularmente, de Serra Leoa e Libéria (onde há diversos campos descobertos) e também aplicado à margem da Guiana, vizinha à Bacia da Foz do Amazonas, onde se descobriu petróleo em 2011.

As descobertas de campos de exploração na Guiana lançaram luz sobre o Amazonas. Contando com quatro sistemas petrolíferos (dois comprovados, um hipotético e outro especulativo), a Bacia da Foz do Amazonas tornou-se a mais importante fronteira exploratória petrolífera do país. Ela pertence à Margem Equatorial, uma faixa que vai do litoral do estado do Rio Grande do Norte ao Amapá, na fronteira com a Guiana Francesa, e se constituiu em objeto privilegiado do Plano Estratégico 2023-2027 da Petrobras, como veremos mais adiante.

miniatura da Figura 2.
Figura 2.
Bacias da Margem Equatorial

Na 11a rodada de Licitações de Petróleo e Gás Natural da ANP, ocorrida em março de 2013, 14 blocos foram arrematados por cerca de R$ 800 milhões, projetando programas de exploração da ordem de R$ 1,6 bi, em valores estimados à época. Em 2018, a transnacional BHP Billiton3 devolveu à ANP a concessão de blocos exploratórios de águas rasas da Foz do Amazonas, que, no período em questão, foram arrematados por mais de R$ 30 milhões. Seis blocos foram arrematados pelo consórcio formado pelo grupo francês TotalEnergies (40% das cotas), Petrobras (30% das cotas) e British Petroleum (30%), ao pagamento de R$ 345,9 milhões, valores da época. A TotalEnergies foi quem ficou com a operação, realizando estudos técnicos e ambientais, encontrando inúmeras rejeições à licença ambiental. Em 2020, o grupo francês desistiu da operação, transferindo os 40% de sua participação em blocos arrematados para a Petrobras. No mesmo ano, a Ecopetrol também devolveu um bloco à ANP. A Petrobras, então, assumiu a operação dos seis blocos FZAs, refazendo estudos de impacto, em especial uma nova modelagem da dispersão hidrodinâmica em caso de vazamento de óleo. Em 2021, a empresa solicitou ao Ibama a realização da Avaliação Pré-Operacional (APO) do poço FZA M-59, com previsão de realização em agosto de 2022, chegando a deslocar um navio-sonda para a costa do Amapá e realizar obras de melhoria no ramal de acesso da infraestrutura aeroportuária em Oiapoque. No mesmo ano, a British Petroleum (BP), antiga Anglo-Persian Oil Company, transferiu 100% de seus projetos na Margem Equatorial para a Petrobras.4 O poço FZA M-59 está a cerca de 540 km da foz do Rio Amazonas e a 175 km da costa amapaense, no litoral do município de Oiapoque. A lâmina d’água no local da perfuração é de 2.880 metros e teria potencial para produzir cerca de 5,6 bilhões de barris de óleo, o que significaria um incremento de algo em torno de 37% das reservas brasileiras, hoje, estimadas em 14,8 bilhões de barris. Em 17 de maio de 2023, no entanto, o Ibama negou a autorização para a perfuração de Avaliação Pré-Operacional, por meio do Despacho n. 15786950/2023 (Chelala; Chelala, 2024).

Atualmente, há 42 blocos exploratórios sob concessão na Margem Equatorial, com participação das seguintes empresas: Petrobras, Shell, TotalEnergies, BP, Galp, Enauta, Prio, Murphy, 3R Petroleum, Chariot, Sinopec, Mitsui E&P e Aquamarine Exploração. A Petrobras, no entanto, é quem tem pressionado os órgãos responsáveis para realizar as perfurações exploratórias na região, em particular, do referido poço (FZA M-59).

2. O Plano Estratégico 2023-2027 da Petrobras

O Plano Estratégico 2023-2027 da Petrobras prevê um investimento de US$ 78 bilhões (além de mais cerca de US$ 20 bilhões em afretamento de plataformas), dos quais 83% são destinados para exploração e produção de petróleo, cujo ponto alto, no período, deveria ter sido o ano de 2024, com a destinação de US$ 15,5 bi para essa finalidade, seguido por 2025 (com US$ 15 bi). Tratava-se da maior previsão de investimento da estatal desde o período 2017-2021, excetuando-se a previsão de 2019-2023, que foi de US$ 84 bi (Brasil; ANP; Petrobras, 2022).

A estratégia da empresa é focar ativos de águas profundas e ultraprofundas. Entre 2023 e 2027, a empresa pretende perfurar 42 novos poços de exploração de óleo e gás, dos quais 16 na Bacia da Foz do Amazonas, 24 nas Bacias do Sudeste e dois em áreas contratadas na Colômbia. Do total dos recursos previstos para exploração e produção (um total de US$ 64,3 bilhões, assim distribuídos: US$ 13,3 bi, em 2023; US$ 15,5 bi, em 2024; US$ 15 bi, em 2,25; US$ 10,7, em 2026, e US$ 9,8, em 2027), 49% está destinado para a Margem Equatorial (Brasil; ANP; Petrobras, 2022).

A expansão da fronteira petrolífera na Margem Equatorial insere-se no contexto da corrida global pela intensificação da exploração e da produção de petróleo pela Petrobras que, nos próximos cinco anos, projeta atingir a extração de 3,1 milhões de barris de óleo e gás por dia. Nesse mesmo período, 18 novas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSO) devem entrar em produção, em oito áreas distintas. Somente no campo de Búzios, a capacidade de produção deverá saltar de 600 mil barris de petróleo/dia para 2 milhões de barris, entre 2023 e 2027. A Bacia de Campos, por seu turno, contará com a instalação de cinco novos FPSO e cerca de 150 novos poços, para alcançar a meta de produção de 900 mil barris de óleo por dia. A ampliação da infraestrutura de escoamento de gás contará, até 2027, com mais três rotas, visando a uma capacidade de 50 milhões de m3 por dia de oferta de gás (Brasil; ANP; Petrobras, 2022).

3. Os riscos de impactos socioambientais associados à exploração de petróleo na Foz do Amazonas

O indeferimento do pedido de perfuração exploratória feito pela Petrobras na Bacia da Foz do Amazonas apoiou-se, até agora, no argumento de que não há estudos suficientes sobre a Margem Equatorial ou, mais especificamente, sobre a Bacia do Amazonas, no que concerne aos eventuais impactos socioambientais que a produção petrolífera poderia causar. Além disso, não há um plano de contingência em caso de desastres ambientais que responda satisfatoriamente a critérios de salvamento e garantia da biodiversidade existente naquele território.

O Despacho n. 15786950/2023, do Gabinete da Presidência do Ibama, no âmbito do Processo n. 02001.013852/2023-87, acerca do licenciamento ambiental para a perfuração marítima do bloco FZA-M-59, da Bacia da Foz do Amazonas, recupera um Parecer Técnico (GTPEG n. 01/2013), de 20 de fevereiro de 2013, que já alertava sobre os riscos da exploração petrolífera nas bacias sedimentares marítimas da Margem Equatorial, licitadas na 11a Rodada da ANP. Aliás, o despacho chama a atenção para o fato de o parecer ter sido feito no contexto da rodada de licitações, indicando que já se tinha conhecimento de que a fronteira petrolífera, a ser vencida, dispunha de particularidades que exigiam extrema atenção. Sobre os setores SFZA-AP1 e SFZA-AR1 de exploração em potencial, o parecer técnico de 2013 destacava:

  • (a) lacunas no conhecimento sobre a bioecologia das comunidades marinhas da região, o que exige levantamento de dados biológicos, oceanográficos e socioeconômicos - tarefa difícil por se tratar de região remota e envolver uma logística complexa e de alto custo;

  • (b) que eventuais acidentes com vazamento de óleo no mar impunham dois grandes desafios:

  • (b.1) o primeiro, em casos de vazamento que leve o óleo para a costa, nas regiões próximas do litoral. Trata-se de litoral de alta sensibilidade ambiental, incluindo áreas de manguezal, áreas úmidas, de restinga e que abriga parte bastante significativa do Parque Nacional do Cabo Orange (PNCO). O PNCO é uma unidade de conservação de proteção integral de ecossistemas de manguezal, criado em 1980, com área úmida de importância ímpar, que cobre os municípios de Oiapoque e Calçoene, no estado do Amapá, com área úmida de importância singular de 657.327 ha, sob a administração do Instituto Chico Mendes de Conversação da Biodiversidade (ICMBio) e que inclui áreas de reserva indígena. De acordo com o Parecer Técnico GTPEG de 2013, não há a possibilidade de instalação de estrutura de apoio em certas áreas do parque para planos emergenciais.

  • (b.2) o segundo, em casos de vazamento que levem o óleo para águas jurisdicionais dos países da costa equatorial sul-americana, a exemplo da Guiana Francesa, o que exigiria uma articulação institucional internacional. Além disso, nesse aspecto, há que se considerar a intensa hidrodinâmica da área, que envolve correntes e movimentos de marés fortes e amplos, sendo necessário investigar essas condições oceanográficas, que podem limitar ou mesmo impedir o combate de eventuais derramamentos de óleo.

Diz o parecer:

Como demonstrado, existem significativos desafios a serem superados para demonstração da viabilidade ambiental dos projetos que vierem a ser implantados nesses setores. Deverão ser exigidas as melhores práticas internacionais de prevenção e preparo a emergências, sendo certo que algumas conjunturas poderão inviabilizar empreendimentos, dependendo das informações a serem levantadas nos casos concretos (Parecer Técnico GTPEG n. 01/2013, citado pelo Despacho n. 15786950/2023. Gabin; Ibama, 2023, p. 2-5).

Como afirmado anteriormente, ao que tudo indica, ainda no contexto da definição da área a ser licitada no âmbito da 11a Rodada, já se sabia que a região continha “significativos desafios a serem superados para a demonstração da viabilidade ambiental dos projetos”, conforme citação do Parecer Técnico GTPEG. Em dezembro de 2018, o Ibama negou licença ambiental para perfuração de poços nos blocos FZA-M-57, 86, 88, 125 e 127 pela empresa TotalEnergies por razões similares à negativa dada em 2023 a Petrobras, qual seja, a insuficiência do Plano de Emergência diante de contingências decorrentes de eventual vazamento de óleo. O Despacho do Gabinete da Presidência do Ibama destaca ainda que, além do parecer técnico citado, em 2016, houve a confirmação de um novo ecossistema na região, o Grande Sistema Recifal da Amazônia (Great Amazon Reef System), tornando o licenciamento ambiental para perfuração marítima na área um tema ainda mais delicado (Gabin; Ibama, 2023).

miniatura da Figura 3.
Figura 3.
Grande Sistema Recifal da Amazônia

Sobre o Grande Sistema Recifal da Amazônia (GARS, da sigla em inglês), pelo menos desde os anos 1970 é que se tem conhecimento da existência de recifes na costa norte do Brasil. A partir de 2016, no entanto, a produção de estudos sistemáticos e de expedições acerca desse ecossistema passou a gerar controvérsias em torno de sua área e biodiversidade, chegando a ser contestada inclusive sua existência. Para alguns cientistas, trata-se de uma área de cerca de 9.500 km2, com o registro de 38 espécies de corais, com a presença de recifes cobertos por organismos bentônicos vivos entre 70 e 220 metros de profundidade e hábitats variados. Outros estudos registrados na área ainda encontraram recifes fora da faixa de ocorrência daqueles descobertos em 2016 e que poderiam se estender por até 56.000 km2 de toda a plataforma amazônica. Em 2019, foram descobertas e listadas 93 espécies de peixes associadas aos recifes do GARS. Pesquisas mais recentes, contudo, questionaram esses dados, o que conduziu um grupo de cientistas a argumentar sobre a necessidade de um consenso em torno da matéria, considerando os planos de exploração de petróleo e gás na região, além da presença de 130 blocos de petróleo sobrepostos ao GARS. Para Banha et al. (2022, n. p.), “no centro deste debate está a presença de hábitats marinhos sensíveis e a modelação da dispersão de petróleo e a delimitação da área sob influência da exploração petrolífera”. Como afirmaram os autores, menos de 5% dos GARS foram estudados detalhadamente, exigindo o desenvolvimento de muitas pesquisas na região. “Dados básicos, como informações detalhadas sobre batimetria e padrões de corrente e abundância relativa de peixes e organismos bentônicos, ainda são escassos” (Banha et al., 2022, n. p.). Ademais, dizem eles:

[...] de forma alarmante, a região do GARS ainda carece de qualquer tipo de área marinha protegida. Portanto, iniciativas de planejamento detalhadas que considerem a complexa dinâmica da região, as ameaças de diferentes usos humanos e a distribuição espacial dos principais hábitats e espécies são urgentemente necessárias” (Banha et al., 2022, n. p.).

Do ponto de vista social, são raros os estudos de possíveis impactos na região. Chelala e Chelala (2024) relatam que, no contexto do deslocamento do navio-sonda pela Petrobras para a realização de melhorias no ramal de acesso da infraestrutura aeroporturária de Oiapoque, entre 2021 e 2022, houve “[...] pressão sobre os equipamentos sociais, especulação imobiliária e acirramento das vulnerabilidades sociais já latentes do município” (Chelala; Chelala, 2024, p. 16). Segundo os autores, Oiapoque ocupa a 5.559a posição entre os 5.570 municípios do Brasil quanto ao Índice de Progresso Social (IPS) de 2024. E prosseguem:

Tais questões costumam ser relativizadas pelo empreendedor, e até mesmo durante o processo de licenciamento ambiental, para o qual os aspectos socioeconômicos comumente apresentam importância menor do que os parâmetros e atenção com os aspectos dos meios físico e biótico. Existe o argumento que o significativo aumento das receitas tributárias originadas pela operação do empreendimento (de fato, prevê-se grande ampliação dos volumes de arrecadação nas escalas estadual e municipal, como já demonstrado), será destinado a contrabalançar tais impactos socioeconômicos. Entretanto, a trajetória de grandes projetos na Amazônia nos remete a exemplos que repetem as mesmas mazelas de explosão demográfica desordenada, carência de postos de trabalho qualificados para grandes parcelas da população, surgimento e ampliação de bolsões de miséria, aumento de índices de criminalidade, pressão sobre os equipamentos sociais de saúde, educação e assistência social, ocupação de áreas periféricas e degradação ambiental (Chelala; Chelala, 2024, p. 17).

Pelo turno da Guiana Francesa, perfurações exploratórias realizadas pela Petrobras no bloco FZA-M-59 da Foz da Amazônia, em caso de vazamento de óleo, poderiam chegar rapidamente à comuna de Awala-Yalimapo, localizada a 196 km da capital, Cayenne, constituída pelas aldeias de Awala e Yalimapo, desde 1988, a maior comunidade ameríndia da região, com cerca de 1.400 pessoas, cuja principal atividade econômica e de subsistência é a pesca.5 Assim como no caso de Oiapoque, no Amapá, não há, pois, estudos de impacto social junto à comunidade em tela. Uma reportagem do portal de notícias “Públicas” apresenta um relato de um morador da comunidade que afirma: “Se acontecer um acidente com óleo e isso chegar aqui, a gente não vai ter o que comer. Aqui ninguém congela a comida, a gente sai para pescar todo dia, e é esse nosso alimento”. Estima-se que um vazamento de óleo chegaria à comunidade em menos de 48 horas, com o agravante de não haver qualquer plano de contingência, dado que a Guiana Francesa não explora petróleo.6

Ademais, entre Awala-Yalimapo e Mana, localizada na região noroeste da Guiana Francesa, está a Reserva Natural de l’Amana, administrada pelo Syndicat Intercommunal à Vocation Unique (Sivu), que abrange uma área de cerca de 14.800 hectares, desde a foz do Maroni até a foz do Organabo, formada por manguezais, lagoas, florestas de pântanos, em constante transformação natural. Embora a reserva tenha sido criada somente em 13 de março de 1998, foi reconhecida como zona úmida de interesse internacional (sítio Ramsar) em 1993. A reserva zela pelo patrimônio natural local. A Convenção de Ramsar, assinada em 2 de fevereiro de 1971, na cidade iraniana que dá nome ao acordo, entrou em vigor em dezembro de 1975, após ser ratificada por 18 países. Trata-se do reconhecimento internacional da importância ecológica, social, econômica, cultural e científica das zonas úmidas. O Brasil, que aderiu à Convenção em 1993, está entre as atuais 169 nações signatárias do Tratado. As chamadas zonas úmidas - que podem ser desde extensões de pântanos até superfícies cobertas de água, naturais ou artificiais, permanentes ou temporárias, contando com água parada ou corrente, docente, salobra ou salgada - atendem a diferentes necessidades de água e alimentação para distintas espécies de fauna, flora e para grupos de populações humanas, e regulam o regime híbrido de determinadas regiões, funcionando como fonte de biodiversidade. Ademais, cumprem uma função vital no processo de adaptação e mitigação de mudanças climáticas (uma vez que são reservatórios de carbono). Seu colapso, portanto, tem dimensões desastrosas em termos ambientais e humanos.

4. A transição energética do petróleo para o petróleo: rumo às considerações finais

Em sua obra inacabada de 1883, Friedrich Engels, ao formular uma concepção materialista da natureza, no transcurso dos amplos desenvolvimentos científicos e tecnológicos do final do século XIX, salientou uma poderosa tendência do sistema global do capital: a eliminação das próprias condições de suas conquistas. Escreveu ele:

Não fiquemos demasiado lisonjeados com nossas vitórias humanas sobre a natureza. Esta se vinga de nós por toda vitória desse tipo. Cada vitória até leva, em primeira linha, às consequências com que contávamos, mas, em segunda e terceira linhas, tem efeitos bem diferentes, imprevistos, que com demasiada frequência anulam as primeiras consequências. Quando os italianos consumiram na encosta sul dos Alpes os bosques de pinheiros que eram cultivados com tanto cuidado na encosta norte não desconfiaram que estavam cortando pela raiz a produção de laticínios de sua região; desconfiaram menos ainda que, desse modo, estavam drenando a água de suas fontes montanhosas (Engels, 2020, p. 347-348).

Em 2023, uma equipe de quase três dezenas de cientistas, sob a liderança de Katherine Richardson, da Universidade de Copenhagen, assegurou que seis dos nove limites planetários7 já haviam sido transgredidos, de modo que a Terra se encontrava “fora de um espaço operacional seguro para a humanidade”. Fronteiras, como mudança climática, integridade da biosfera, mudança no uso da terra, uso de água doce, fluxos bioquímicos e novas entidades (a exemplo dos microplásticos), já haviam sido violadas. Além disso, estaríamos próximos de passar de uma “zona segura” para uma “zona de riscos crescentes” no caso da acidificação do oceano8 (Richardson et al., 2023).

O aquecimento global, decorrente do processo de mudança climática, parece ser a ameaça mais imediatamente dramática (Löwy, 2024), em razão dos tipping points que está provocando no sistema terrestre, cujas ameaças são de magnitude desconhecida e sem qualquer sistema de governança adequado para enfrentá-lo. Atingimos prematuramente o aquecimento de 1,5º C da Terra, suscitando eventos extremos, como chuvas, secas, incêndios, ondas de calor. E mesmo se cumpríssemos o Acordo de Paris (2015), o que está absolutamente longe de acontecer, as temperaturas globais podem chegar a 2,5º C acima dos níveis pré-industriais até 2100 (Tollefson, 2023).

Nesse contexto, a transição energética passa a ocupar lugar cada vez mais importante no discurso político e científico. “No discurso contemporâneo, a transição energética faz parte do debate climático e é geralmente entendida como uma transição desejada do uso de energia fóssil para ‘energia renovável’ e transporte elétrico” (Kronenburg García; Wiegink, 2024, p. 313. Tradução livre).

Marín e Goya (2021, p. 86) apontaram o “lado obscuro” da transição energética, ao afirmarem que a intensificação da atividade de mineração, necessária a essa transição, ampliará problemas sociais e ambientais - algo a que já estamos assistindo em diferentes partes do mundo, em especial no Brasil e na América Latina, com a pressão, cada vez maior, sobre os territórios ricos em minérios críticos ou estratégicos. Mas há outro lado igualmente obscuro. Além do fato de as políticas concentradas exclusivamente nas emissões de carbono ignorarem outros problemas ambientais que contribuem para a persistência da crise ecológica - o que Achskulwisut et al. (2022 apudFernandes, 2024) chamaram de “visão de túnel de carbono” -, a descarbonização não significa obrigatoriamente a desfossilização. Conforme indicou Fernandes (2024, p. 496), “a descarbonização propõe o abandono das emissões de carbono, mas não necessariamente dos combustíveis fósseis, se a tecnologia permitir a captura suficiente de carbono [...]”. Sem contar que a descarbonização sem a desfossilização possibilita que a indústria de combustíveis fósseis diversifique seus negócios, passando a atuar nos mercados de energias renováveis, mercado de créditos de carbono, desenvolvimento e utilização de tecnologias “verdes”, à medida que perpetua seu negócio original (Fernandes, 2024).

Mas a verdade de fato aterradora da propalada transição energética é que, ao fim e ao cabo, não há descarbonização alguma. Conforme escreveu o economista Eduardo Sá Barreto:

Em 1965, 37% do consumo primário mundial de energia provinha do carvão. Outros 42%, do petróleo e 15% do gás natural. Entre as renováveis, encontramos apenas a hídrica, com 6,3%. Em 2022, a participação do carvão caíra para 27% e a do petróleo para 32%. Entre as fósseis, apenas o gás natural expandiu sua participação de 15% para 24%. Por outro lado, a participação das renováveis avançou para além dos 16%. Um exame superficial desses dados poderia levar à conclusão de que a matriz de 2022 é mais limpa que a matriz de 1965. Tal conclusão seria, contudo, um erro crasso.

O erro consiste em lidar com grandezas relativas para extrair conclusões a respeito de grandezas absolutas. Certamente, 37% é proporcionalmente mais carvão do que 27%. Mas se o consumo primário total de 1965 é diferente do total de 2022, apenas essas grandezas relativas não nos informam nada em relação à escala de consumo. Em 1965, os 37% de carvão representavam um consumo primário de 16.140,18 TWh de energia. Já os 27% de 2022 representaram um consumo primário quase três vezes maior, chegando a 44.864 TWh. O mesmo padrão se observa para o petróleo e, especialmente, para o gás natural, cujo consumo primário foi multiplicado por seis. A despeito dos avanços em tecnologias renováveis e da maior presença dessas fontes no consumo primário de energia, a descarbonização da matriz energética mundial é tão somente uma miragem. A matriz atual é substancialmente mais suja, porque o processo de descarbonização (ou o seu inverso) está invariavelmente situado no domínio da escala, não das proporções (Barreto, 2023, p. 11).

Isso conduz ao verdadeiro problema que envolve a Margem Equatorial: a necessidade de ampliação da escala de produção de hidrocarbonetos no momento em que a crise estrutural do capital se abate sobre o conjunto do sistema, pressionando radicalmente o metabolismo social, que exige quantidades cada vez mais maiores de matérias-primas e fontes de energia para manter o padrão de acumulação/valorização do capital, corroído pela drástica redução da margem de viabilidade produtiva do sistema. Assim é que o sociometabolismo do capital passa a enfrentar uma de suas mais perigosas tendências: a eliminação progressiva das condições elementares da reprodução social (Mészáros, 2009).

Considerações finais

Enquanto se discutem os riscos de impactos socioambientais da expansão da fronteira petrolífera na Margem Equatorial, a Petrobras anunciou, em 9 de maio de 2025, a presença de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, um poço exploratório no bloco Aram (3-BRSA-1396D-SP), a 248 km da cidade de Santos, a uma profundidade de 1.952 metros e com estimativa de bilhões de barris de petróleo in place,9 o que apenas reforça o argumento, segundo o qual o discurso dominante em torno da necessidade de transição energética, como forma principal de mitigação da crise climática, não significa qualquer desfossilização ou mesmo descarbonização da economia capitalista global, mas apenas a diversificação dos negócios no ramo da produção de energia - e com o agravante de pressionar ainda mais a extração de recursos minerais críticos ou estratégicos, criando fendas metabólicas irreparáveis.

O problema é que, como argumentou Moore (2008), as contradições do sistema do capital, particularmente aquelas que dizem respeito ao relacionamento sociometabólico entre ser social e natureza, puderam ser mitigadas, enquanto novas terras e força de trabalho estiveram disponíveis e a seu alcance. Mas diante do esgotamento das formas de “colonização externa”, a única opção viável se tornou a “colonização interna”: modificações genéticas de plantas e animais em busca de maior produtividade, utilização de agrotóxicos que convertem seres humanos em depósitos de lixo tóxico ou perfurações cada vez mais profundas em busca de petróleo e gás, para ficar em alguns poucos exemplos.

É nesse quadro que o processo de expansão da fronteira petrolífera torna-se crescentemente destrutivo, de forma imediata, quanto aos riscos de impactos socioambientais que são próprios da natureza dessa atividade, mas de médio e longo prazo, como tendência à eliminação das condições elementares da reprodução social (Mészáros, 2009). Como na metáfora proposta por Moore (2008, p. 56) sobre “assaltar um posto de combustíveis duas vezes no mesmo dia: na segunda vez, haverá menos o que roubar, exigindo retornos cada vez mais frequentes”.

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Datas de Publicação

  • Publicação nesta coleção
    08 Ago 2025
  • Data do Fascículo
    2025

Histórico

  • Recebido
    14 Maio 2025
  • Aceito
    30 Jun 2025
Creative Common - by 4.0
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