O futuro do setor de E&P no Brasil

Após um ano solapado pela pandemia do Covid-19, que impôs prejuízos para diversas “super-majors” [1], o ano de 2021 resgata um cenário de otimismo. Apenas no primeiro trimestre de 2021, BP, Chevron, Exxon Mobil, Shell e Total lucraram, juntas, US$ 54 bilhões, um resultado que indica recuperação dos investimentos, suportada pela flexibilização do isolamento social mundo afora.

No Brasil, a Petrobras começou o ano com bons resultados, reportando lucro de R$ 44,1 bilhões no primeiro semestre de 2021, motivado, dentre outras razões, pela focalização de seu portfólio em ativos classe mundial, desinvestimento dos menos atrativos economicamente, além do aumento das vendas de petróleo e derivados.

Para a empresa, a focalização em ativos de maior retorno é um movimento que tem o objetivo de lhe garantir resiliência a cenários de preços de petróleo mais desafiadores. Para o mercado dos independentes, porém, trata-se de uma oportunidade sem igual para a construção de um portfólio de projetos relevante no Brasil.

Com o desinvestimento da Petrobras já praticamente concluído em terra e bem adiantado em águas rasas, e mais de 40 empresas operadoras trabalhando no país, vale a reflexão sobre o futuro dessas empresas e sobre o futuro do setor de petróleo e gás. Afinal, sejam pequenas, médias ou grandes empresas, todas elas pretendem crescer no país e há que se estar preparado para lhes ofertar oportunidades de crescimento.

Há que se estar preparado para responder perguntas do tipo: o que se espera de futuro para as pequenas empresas que produzem menos de 1.000 barris de óleo por dia? O que se espera de futuro para uma empresa que investe US$ 1 bilhão para adquirir ativos em terra? E das independentes que operam oportunidades já maduras em águas rasas, em um Brasil que se orgulha das águas profundas? Que esforço o Estado está disposto a empreender para viabilizar a prospecção em novas áreas como a da Foz do Amazonas?

Para tanto, vale lembrar o propósito das diversas licitações da ANP: (i) oferta de áreas de alto potencial produtivo, visando ao aumento da produção nacional; (ii) oferta de áreas em novas fronteiras do conhecimento, com o objetivo de expandir as fronteiras exploratórias do país; (iii) oferta de oportunidades em áreas maduras, como oportunidade de negócio para pequenas e médias empresas.

Às vésperas da 2ª rodada do excedente da cessão onerosa, e com a 17ª rodada a ser adjudicada até o fim do ano, não restam dúvidas da oportunidade da licitação do complemento do excedente da cessão onerosa, para viabilizar o aumento da produção nacional e a continuidade dos investimentos nos campos já produtores de Atapu e Sépia (Figura 1). Não restam dúvidas de que as áreas disponibilizadas na 17ª rodada (Figura 2), de bem maior risco tanto exploratório como de licenciamento ambiental (principalmente as da margem equatorial), são oportunidades de negócio que têm o condão de expandir as fronteiras exploratórias do país. E também não restam dúvidas de que ambas as rodadas estão destinadas às grandes empresas que podem e merecem se expandir no Brasil.

Figura 1 – Áreas da 2ª rodada de licitações do Excedente da Cessão Onerosa

Fonte: ANP

Figura 2 – Áreas da 17ª rodada de licitações da ANP (blocos em rosa) nas bacias Potiguar, Campos, Santos e Pelotas.

Fonte: ANP                                                     

Às empresas independentes, que hoje já são responsáveis por cerca de 170.000 barris de óleo equivalente por dia (boepd) [2] (Figura 3), estão destinadas áreas em bacias maduras em terra e águas rasas, algumas já licitadas várias vezes, através das licitações de áreas em oferta permanente, e os desinvestimentos da Petrobras no mar (em terra eles já estão praticamente concluídos).

Isso quer dizer que, para as atuantes no mar, resta mais um desinvestimento (o polo Garoupa, que foi ofertado ao mercado e não lhe despertou interesse) e a possibilidade de áreas de maior risco e/ou dificuldade de licenciamento ambiental, incompatíveis com suas estratégias originais de trabalhar com investimentos de mais baixo risco.

Para essas empresas, é preciso que o Estado brasileiro desonere áreas consideradas até hoje como antieconômicas (que aliás podem ser muitas) e incentive a formação de clusters de produção, com vistas à redução de custos e alongamento da vida produtiva de campos maduros. Para elas, a possibilidade de conexão de pequenas descobertas a instalações existentes em campos maduros (tie-backs) pode ser um negócio promissor, desde que suportado pelo Estado através da redução de royalties e desburocratização de processos públicos. Como contrapartida a esse esforço público, essas independentes podem oferecer a produção de diversas oportunidades de pequeno ou médio porte que, de outra forma, jamais seriam produzidas por falta de economicidade.

Para as independentes que operam em terra, no entanto, após a conclusão dos desinvestimentos da Petrobras, as oportunidades de crescimento serão menores. Para elas, será necessário que o governo brasileiro continue com a exploração das bacias interiores, através das iniciativas da ANP (é de conhecimento geral que se as gigantes do setor não aceitam o risco quase absoluto, não se pode esperar que pequenas e médias independentes o façam). Para elas, é preciso que se busque expandir, com vistas às suas atuações, as fronteiras exploratórias na direção do interior do país.

E para quem desconfia dessa assertiva, basta constatar que a bacia do Parnaíba, desacreditada há alguns anos, hoje é palco da operação da Eneva, que se configura, em barris de óleo equivalente (51 mil barris de óleo equivalente por dia, em agosto de 2021), na maior produtora de petróleo e gás em terra do Brasil (Figura 3).

Figura 3 – Produção das operadoras independentes em terra e no mar

Fonte: painel dinâmico da ANP

Por fim, aos “iniciados” na atividade de exploração e produção, é bom lembrar que suportar as atividades de E&P significa, além de reduzir compensações financeiras (royalties) para estender a vida produtiva dos campos, a atuação tempestiva do Estado no licenciamento ambiental, a prática de tarifas estatais em níveis aceitáveis ao porte do negócio e a atuação burocrática tempestiva. Da mesma forma que um sistema petrolífero precisa de sincronismo para ser ativo, uma empresa independente, seja ela pequena ou média, precisa de procedimentos burocráticos céleres, que não lhes imponham custos desnecessários e/ou intoleráveis.

Se dessa forma for, o setor irá bem: as grandes empresas terão seus espaços garantidos e serão ativas no aumento da produção do país e na expansão das suas fronteiras exploratórias (garantindo, inclusive, a transformação do potencial de recursos da Foz do Amazonas em efetiva produção de óleo e gás, como tem sido feito com sucesso na Guiana e Suriname), as médias empresas poderão trabalhar com ativos de menor risco (em geral campos maduros e áreas de menor porte com descobertas já realizadas) e as pequenas empresas poderão trabalhar em terra nas bacias maduras e em grandes áreas de bacias interiores em que se espera principalmente descobertas de gás (é claro que para isso será preciso mais investimentos públicos nas bacias interiores).

Se tudo der certo e o Estado realmente puder capitanear esse processo, garantindo atenção e esforço tempestivo para remover as barreiras que porventura surjam ao longo do percurso, esse mercado poderá se aproximar de um mercado perfeito, em que as empresas poderão se tornar grandes ou pequenas, a depender do seu próprio esforço e capacitação.

[1] A mídia especializada reportou perda total arcada pela ExxonMobil, Shell, Chevron, BP e Total de US$ 76 bilhões em 2020.

[2] São cerca de 76 mil boepd em terra e 94 mil boepd no mar.