Instabilidades no Oriente Médio tornam o pré-sal brasileiro mais atraente

Petróleo & Energia, P-68 deixa o estaleiro EJA a caminho de Berbigão e Sururu
P-68 deixa o estaleiro EJA a caminho de Berbigão e Sururu

Instabilidades no Oriente Médio tornam o produtivo pré-sal brasileiro ainda mais atraente

A instabilidade política do Oriente Médio é a melhor propaganda para atrair investidores para o setor de petróleo e gás natural no Brasil. O ataque realizado por drones e mísseis contra instalações da Saudi Aramco, em setembro, paralisou a produção de 5,7 milhões de barris de óleo por dia e o volume gigantesco de gás associado (não divulgado).

Embora a petroleira saudita tenha obtido sucesso em reativar os sítios atacados em tempo recorde e anunciado aumento da produção de 9,6 milhões para 11 milhões de barris por dia, ainda em 2019, com meta de 12 milhões de bpd em 2020, o mercado mundial entrou em pânico em 16 de setembro. O barril do tipo Brent bateu a marca dos US$ 70, depois de ter ficado muitos meses na faixa entre US$ 60 a 63/bbl. Os demais tipos também foram majorados. Depois de 25 de setembro, essas cotações começaram a recuar e, dada a magnitude da produção adicional anunciada pelos sauditas, poderão se acomodar em patamar até inferior aos US$ 60/bbl. Contribuirão para isso dois outros fatores: o crescimento da produção interna dos Estados Unidos e a retração da atividade econômica da China, o maior importador mundial de hidrocarbonetos.

Nesse cenário, o governo brasileiro pretende manter o cronograma de leilões de campos de produção, incluindo áreas maduras, concessões e campos em regime de partilha. Estes, situados na região do Pré-Sal, a mais atraente e promissora, poderão engordar em mais de R$ 100 bilhões os cofres dos entes federados (União Estados e Municípios), apenas em bônus de assinatura. Isso depende de uma difícil articulação na Câmara Federal e no Senado para que a divisão do montante seja feita mediante critérios justos.

O filé mignon dos leilões é representado pelas áreas dos excedentes da cessão onerosa, cujo processo de licitação está em andamento, com 14 petroleiras habilitadas. A data da audiência pública estava prevista para 28 de outubro, mas foi adiada para 6 de novembro, pelo menos até que sobrevenha alguma decisão judicial em contrário.

O caso dessas áreas é peculiar. Por lei que foi revogada apenas em junho de 2019, a região do Pré-Sal só podia ser explorada pela Petrobras ou por consórcios nos quais a estatal tivesse pelo menos 30% de participação. Em 2010, no bojo de um curioso plano de capitalização da estatal, surgiu a modalidade de cessão onerosa, pela qual a companhia pagou antecipadamente R$ 74,8 bilhões por 5 bilhões de barris a retirar de alguns campos do Pré-Sal da Bacia de Santos. Como ainda não havia sido declarada a comercialidade das reservas, ou seja, não se conhecia o volume total recuperável, e o valor do barril poderia sofrer (como sofreu) alterações, estabeleceu-se que o contrato seria revisto ao longo da exploração.

Em 2019, depois de muitas idas e vindas, com melhor entendimento das reservas, a União concordou em devolver à Petrobras US$ 9 bilhões pela variação a menor do óleo já pago. Ao mesmo tempo, verificou-se que a região conta com reservas ainda maiores, com um excedente estimado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) entre 6 bilhões e 15 bilhões de barris. É esse excedente, identificado nas áreas de Atapu, Búzios, Itapu e Sépia, que será leiloado para exploração em regime de partilha. Os respectivos bônus de assinatura foram estimados em R$ 13,7 bilhões, R$ 68,1 bilhões, R$ 1,7 bilhão e R$ 22,8 bilhões. Cabe ressaltar que a Petrobras deverá ser indenizada pelos investimentos já realizados nesses campos. Além disso, a estatal exerceu direito de preferência e deverá ser operadora, com 30% de participação, nos campos de Búzios e Itapu.

Outro certame importante, este agendado para 7 de novembro, é a 6ª Rodada de Partilha de Produção do Pré-Sal, abrangendo os blocos de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário, todos na Bacia de Santos, e Norte de Brava (Bacia de Campos). Essa rodada foi autorizada pelo então presidente Michel Temer, em 2018. A previsão é de arrecadar entre R$ 500 milhões e R$ 5 bilhões em bônus de assinatura, acrescidos por percentual de produção excedente em óleo, estimado entre 22,87% e 36,98%. A Petrobras exerceu direito de preferência e será operadora dos campos de Aram, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, dos quais manterá 30% de participação.

Também está no cronograma oficial a realização da 16ª Rodada de Licitações de Blocos, com data marcada para 10 de outubro, abrangendo 36 blocos, em sete setores de cinco bacias sedimentares – Pernambuco-Paraíba, Jacuípe, Camamu-Almada, Campos e Santos. Doze petroleiras foram habilitadas a participar do certame.

Em setembro, a ANP concluiu o 1º Ciclo de Oferta Permanente, sistema pelo qual transfere, mediante concessão, blocos exploratórios com licitação anterior deserta ou blocos devolvidos à agência, bem como áreas de acumulações marginais. Nesse caso, os procedimentos são mais ágeis. Em 10 de setembro, foram arrematados 33 blocos na bacia marítima de Sergipe-Alagoas e nas bacias terrestres de Parnaíba, Potiguar e Recôncavo, obtendo mais de R$ 15 milhões em bônus de inscrição. Esses blocos têm previsão de investimento de R$ 309 milhões na fase exploratória. Além disso, 12 áreas com acumulações marginais nas bacias terrestres Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo e Espírito Santo também foram arrematadas, com bônus total arrecadado de R$ 6,9 milhões e previsão de investimento mínimo de R$ 10,5 milhões. Estavam disponíveis 600 blocos e 14 áreas marginais.

Foco nos resultados – A Petrobras ajustou o foco na maximização dos resultados operacionais e na geração de caixa, mediante desinvestimentos. Campos de produção em terra ou mar com baixo desempenho estão sendo desmobilizados, comprovando que a companhia pretende intensificar suas operações na região do Pré-Sal, onde o custo de exploração chega a US$ 6 por barril de óleo equivalente (boe, incluindo gás natural), valor baixo e atraente, mesmo em âmbito mundial. Em maio deste ano, a unidade FPSO P-74 alcançou a produção de 150 mil barris de óleo por dia (bpd), extraídos de apenas quatro poços do campo de Búzios, na área da cessão onerosa. A proeza da P-74 merece destaque, pois foi a primeira a ocupar a sua capacidade produtiva total em apenas 12 meses de operação – o padrão internacional é de 18 meses.

Petróleo & Energia, Instabilidades no Oriente Médio tornam o produtivo pré-sal brasileiro ainda mais atraente
PARQUE DE REFINO DA PETROBRAS

O plano da Petrobras prevê passar da média de 2,6 milhões de boe/dia, em 2018, para 2,7 milhões de boe/dia em 2019, voltando à média de 2017. A empresa prevê chegar à média de 3,4 milhões de boe/dia em 2023. Em agosto de 2019, por exemplo, a Petrobras registrou a média diária de 3 milhões de boe, caso excepcional, obtido enquanto não são realizadas as paradas programadas de produção e a retirada de plataformas mais antigas.

A recuperação financeira e reorganização estrutural da Petrobras, iniciada ainda no governo Temer e continuada no atual, está se refletindo nos seus resultados. Sete novas plataformas entraram em operação desde o segundo trimestre de 2018, das quais três (P-67, P-76 e P-77) em 2019, até agosto. Essas plataformas ofertarão mais de um milhão de boe/dia quando atingirem a capacidade máxima, como se verificou com a P-74. Em agosto, as sete novas unidades produziram 690 mil boe/dia.

A conta não incluiu a P-68, que saiu do Estaleiro Jurong Aracruz (EJA, no Espírito Santo) em 16 de setembro, direção aos campos de Berbigão e Sururu, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Trata-se de uma plataforma tipo FPSO (floating production, storage and offloading) capaz de processar 150 mil bpd de óleo e 6 milhões de m³/dia de gás natural, podendo armazenar 1,6 milhões de barris de óleo. Os campos estão na área concessão BM-S-11A e estão sendo explorados pelo consórcio formado entre Petrobras (42,5%, operadora), Shell Brasil (25%), Total (22,5%) e Petrogal Brasil (10%). Os reservatórios de Berbigão e Sururu se estendem pela área de cessão onerosa (100% Petrobras), e deverão ser unitizados, constituindo jazidas compartilhadas.

O atual Plano de Negócios da estatal (2019-2023) está em fase de revisão, a ser divulgada até o fim do ano. A previsão atual é de investir, no período, US$ 68 bilhões em exploração e produção (E&P), dos quais US$ 44 bilhões serão alocados no desenvolvimento da produção (44% disso no Pré-Sal).

Além do Pré-Sal, o pós-sal da Bacia de Campos também será contemplado por investimentos de E&P. A bacia receberá US$ 20,5 bilhões da Petrobras, atuando com parceria estratégica da Equinor (antiga Statoil) em Roncador.

Desinvestimentos – O atual governo mantém os planos de promover a venda de ativos considerados não prioritários pela Petrobras. No primeiro semestre deste ano, foram obtidas receitas não recorrentes de US$ 15,1 bilhões. A venda de 90% da Transportadora Associada de Gás (TAG), empresa detentora de dutovias para gás natural, para a Engie e o fundo canadense CDPQ, rendeu R$ 33,5 bilhões, dos quais R$ 2 foram destinados a pagar dívida da TAG com o BNDES. No semestre também foi feita a emissão de ações da BR Distribuidora (R$ 9,6 bilhões), diluindo a participação da Petrobras no capital social para 37,5%. Também foram vendidas participações de 50% nos campos de Tartaruga Verde e Espadarte, além de 34 campos de produção em terra.

Ainda no primeiro semestre foi concluída a venda da Refinaria de Pesadena (Texas, EUA) para a Chevron, por US$ 467 milhões, encerrando um triste capítulo na história da companhia.

Apesar de alguns entraves provocados por medida liminar exarada pelo STF, posteriormente revogada pelo próprio tribunal, a companhia conseguiu avançar e praticamente definiu a venda da Ansa (Araucária Nitrogenados S.A.) e da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (Três Lagoas-MS, em construção) para a russa Acron, que desembolsará US$ 8,2 bilhões, dos quais US$ 3,2 para a Petrobras e o restante para concluir a UFN, que terá capacidade para produzir 1,2 milhão de t/ano de ureia.

A decisão da estatal de sair do negócio ainda depende de encontrar um comprador para as Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen) de Camaçari-BA e Laranjeiras-SE, com capacidade conjunta para 1,1 milhão de t/ano de ureia. Ambas estão em hibernação, uma vez que reportaram prejuízos nos últimos anos. A parada dessas unidades representa um grave problema para as indústrias situadas na região, que ficaram desabastecidas de amônia para seus processos produtivos e também para refrigeração, bem como de gás carbônico e ácido nítrico. A unidade sergipana também produz sulfato de amônio desde 2014.

A Petrobras também está vendendo campos que considera de baixa produção, pouco atraentes em relação ao seu atual portfólio. No início de outubro, por exemplo, transferiu para a Perenco todas as suas participações nos campos de Pargo, Vermelho e Carapeba, situados em águas rasas do Rio de Janeiro, por US$ 398 milhões. Esses campos foram descobertos na década de 1970, com exploração iniciada na década seguinte, contando com sete plataformas do tipo jaqueta fixa.

Refino em revisão – A Petrobras domina 98% da capacidade instalada de refino de petróleo no Brasil, segundo a ANP, que estima a capacidade de processamento nacional em 2,25 milhões de bpd. A partir de um Termo de Cessação de Conduta firmado em junho pela Petrobras com o Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (Cade), a companhia assumiu o compromisso de se desfazer até 31 de dezembro de 2021 de aproximadamente a metade de seu parque de refino e, assim, encerrar um inquérito de abuso de posição dominante no mercado de óleo e derivados. O primeiro lote de refinarias deve iniciar negociações a partir da primeira quinzena de novembro.

A companhia anunciou a intenção de vender oito de suas 13 refinarias, ficando com apenas cinco, todas instaladas na região Sudeste (Paulínia, São José dos Campos, São Paulo, Santo André e Cubatão, em São Paulo, e Duque de Caxias, no Rio de Janeiro). A alienação deverá seguir um critério de estímulo concorrencial, vedando que o comprador assuma posição dominante regional. Dessa forma, quem comprar a Refinaria Landulfo Alves de Mataripe (Rlam) não poderá ficar nem com a Abreu e Lima (Rnest), nem com a Gabriel Passos (Regap), sendo que estas duas também deverão ter donos diferentes. Do mesmo modo, o comprador da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap) não poderá ser o mesmo da Getúlio Vargas (Repar). As demais combinações serão admitidas.

Petróleo & Energia, Rlam é a segunda maior refinaria do Brasil e está entre os ativos a vender
Rlam é a segunda maior refinaria do Brasil e está entre os ativos a vender

O conjunto a ser transferido tem capacidade total de refino de 1.050 mil bpd, ou seja, 48% da capacidade atual da Petrobras. Atualmente, a companhia ocupa apenas 1,8 milhão de bpd de todo o seu potencial produtivo. Como a demanda por derivados chega a 2,3 milhões de bpd, a importação de 500 mil bpd complementa o abastecimento nacional.

Espera-se que a entrada de novos players traga maior dinamismo aos downstreams da indústria petroleira. A situação ideal seria contar com a presença de nomes de peso no cenário global, com expertise e capacidade financeira para estimular a concorrência.

O plano de negócios atual da Petrobras é claramente direcionado ao E&P, como sempre foi, aliás. Pudera: é a atividade mais rentável dentro da companhia. Entre 2019 e 2023, a área de refino, transporte, petroquímica, distribuição, gás, energia e renováveis terá investimentos de US$ 13,9 bilhões. Com os desinvestimentos anunciados (biocombustíveis e dutovias também devem ser alienados), será preciso revisar esse valor, ou direcioná-lo para um rol menor de projetos. Isso poderia levar à modernização das refinarias restantes.

Importante também é terminar as vias de escoamento do gás natural produzido em alto-mar para aproveitamento pelos consumidores brasileiros. A Rota 3, em construção, terá uma unidade de processamento (na área do Comperj, refinaria que poderá algum dia ser concluída em parceria com a chinesa CNPC) e dutos ligados à área do Pré-Sal. A Rota 1, com chegada no litoral norte paulista, deve receber uma unidade de tratamento e compressão de gás vindo do Pré-Sal de Santos. A UTG Sergipe precisa ser construída para ampliar o aproveitamento do gás de águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. Todos esses projetos têm alta viabilidade econômica, mas sempre carecem de recursos para deslanchar. Pode ser uma boa oportunidade.

Do ponto de vista financeiro, os desinvestimentos ajudarão a melhorar os indicadores da estatal. O segundo trimestre de 2019 fechou com lucro registrado de R$ 18,9 bilhões (recorde), em parte atribuído à venda da TAG. A companhia ainda tinha ao final de junho uma dívida líquida de US$ 83,7 bilhões, 12% menor que a do trimestre anterior. O índice de dívida líquida/Ebitda caiu para 2,69.

Negócios com abandono – O Brasil explora petróleo e gás em alto mar (offshore) desde a década de 1970. As primeiras gerações de plataformas já esgotaram sua vida útil, assim como os poços que as abasteciam também atingiram um nível de produção que se tornou inviável. Ao longo dos anos, novas descobertas substituíram e ampliaram as reservas e a produção brasileira. A questão que se coloca agora é o que fazer com esses ativos amortizados e esgotados.

Petróleo & Energia, Instabilidades no Oriente Médio tornam o produtivo pré-sal brasileiro ainda mais atraente
OUTRAS REFINARIAS AUTORIZADAS PELA ANP

Na estimativa da Agência Nacional do Petróleo (ANP), há um potencial para investimentos de R$ 50 bilhões para realizar entre 2020 e 2040 no abandono de poços e no descomissionamento, retirada e destinação de aproximadamente cem plataformas, dutos e demais equipamentos, como apontou o superintende de segurança operacional e meio ambiente da agência Raphael Moura.

Ele apontou que a Bacia de Sergipe-Alagoas possui 22 unidades marítimas com mais de 25 anos de operação, seguida pela Bacia de Campos, com 21 dessas instalações, como prioritárias. Em seguida, aparecem as Bacias Potiguar (10), Ceará (9), Espírito Santo (3) e Santos (1). Já foram aprovados os planos de descomissionamento das plataformas FPSO Brasil (em Roncador), Marlim Sul (em Marlim Sul), Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte), Cidade de Rio das Ostras (Tartaruga Verde) e Piracema Spirit (Piranema), além da plataforma fixa de Cação. Outras cinco plataformas estão em análise.

Segundo Moura, o ambiente regulatório deve ser previsível e estável, de modo a atrair novos investimentos. No caso da Bacia de Campos, a intenção é ampliar a vida útil, maximizar a produção e evitar o descomissionamento prematuro das unidades. Quando a desmobilização é inevitável, ela deve ser feita de forma segura e ambientalmente responsável.

Deixe um comentário

O seu endereço de e-mail não será publicado.

Adblock detectado

Por favor, considere apoiar-nos, desativando o seu bloqueador de anúncios