Para salvar a Petrobras, o Brasil está abrindo demais o pré-sal e produção de petróleo e gás para estrangeiras?

O Brasil está avançando a todo vapor nas reformas do setor de hidrocarbonetos. As propostas mais recentes incluem reduzir as demandas de conteúdo local, liberalizar o mercado de gás e impulsionar as vendas de campo para atrair novos investidores. As medidas visam, em parte, ajudar a Petrobras a reduzir ainda mais sua dívida e se concentrar mais no crescimento nas áreas de pré-sal em águas profundas. Empresa como a Shell e outros descreveram alguns dos desenvolvimentos no início ano passado no Seminário de Petróleo e Gás Brasil-Reino Unido em Londres.

Segundo Décio Oddone, diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o setor de petróleo e gás do país passou por grandes transformações nos últimos três anos em resposta aos acontecimentos de 2014. A essa altura, a Petrobras estava em crise financeira devido a uma combinação de dívida paralisante, um escândalo de corrupção, a queda do preço do petróleo e o fato de o governo ter suspendido novas rodadas de licitações nos últimos cinco anos. Como resultado, o número de novos poços e atividades em geral fora do Brasil caiu.

Para reverter a queda, a ANP, em conjunto com o governo, começou a adotar uma série de medidas que incluíam a abertura do pré-sal a novos players e a realização de rodadas de licitação de forma mais regular. As rodadas de licitações de 2017 e 2018 foram um enorme sucesso, afirmou Oddone: “Wood Mackenzie afirmou que durante 2016-18 houve cerca de 100 rodadas de licitações em 82 países, que resultaram na adjudicação de 3.000 blocos exploratórios. Desses, apenas 72 foram no Brasil – mas esses blocos atraíram US $ 7,5 bilhões da licitação mundial de US $ 9 bilhões. Então, o Brasil ficou com 75% do financiamento disponível nesses negócios. Mas isso ainda não é suficiente, então devemos continuar a fazer as coisas da maneira certa. ”

Durante o segundo semestre de 2019, a ANP planejou três rodadas de licenciamento, com licitações previstas para o final do mesmo ano. A primeira foi a 16ª Rodada de Licitações de Concessão, com 36 blocos em oferta no pré-sal na zona sul de Camamu-Almada, Campos, Jacuípe , Bacias Pernambuco-Paraíba e Santos, além de outros blocos no nordeste do Brasil. O foco da 6ª Rodada de Partilha de Produção foram os blocos de pré-sal mais atraentes nas áreas de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Norte de Brava e Sudoeste de Sagitário no sudeste. Finalmente, e potencialmente o mais lucrativo, foi a Rodada de Transferência de Direitos cobrindo algumas das perspectivas mais cobiçadas do pré-sal no Brasil.

Blocos em oferta na bacia de Santos para a 16ª Rodada de Licitações.(Cortesia ANP)

Com o tempo, os resultados dos leilões 2016-19 transformaram o setor e o petróleo do Brasil, assim como sugeriu Oddone, mais do que dobrando a produção do país, enquanto o número de plataformas de pré-sal operando fora do Brasil pode ser quase duplicado, com grandes implicações para a cadeia de abastecimento do país. No entanto, a ANP também está procurando atrair novas empresas de pequeno e médio porte para alguns dos prospectos terrestres e de águas rasas negligenciados da Petrobras. Assim, foi estabelecido um novo regime em que todas as melhores áreas devolutas serão disponibilizadas em oferta permanente.Em 2018, a ANP convidou a Petrobras a definir quais de suas concessões ela queria manter, e a resposta foi que mais de 77% poderiam ser vendidas. “Portanto, podemos ver um enorme aumento de novas empresas operando em certas áreas”, disse Oddone,

Em colaboração com a petrolífera portuguesa GALP, a ANP também tem investigado o domínio da Petrobras no mercado brasileiro de gás natural. O governo anunciou mudanças para dinamizar os negócios, acrescentou, estimulando a competição para atrair novos players – inclusive produtores de gás do pré-sal – para levar mais gás aos consumidores do país ao invés de injetar a maior parte, como atualmente ainda é o caso. “Todas essas novas medidas, destinadas a atrair todos os concorrentes, nos colocarão em uma situação em que o Brasil nunca esteve antes”, concluiu ele, “criando um setor de petróleo e gás mais diversificado e atraente”.

Ajudando investidores

Felipe Rodrigues Caldas Feres, Sócio da Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr e Quiroga Advogados, deu uma perspectiva jurídica sobre o investimento na indústria de óleo e gás no Brasil. Apesar das recentes rodadas de licitações, a Petrobras mantém o monopólio da infraestrutura de transporte, destacou Feres, o que torna o gás e o combustível no Brasil extremamente caro. No entanto, o novo governo eleito no ano passado está procurando conter os investimentos em energia hidrelétrica e fazer mais para aproveitar o gás natural offshore do país para fins energéticos.

“As políticas do novo governo são muito pró-negócios”, disse ele, acrescentando que essas políticas desempenharam um papel fundamental no sucesso das últimas rodadas de licitações, especialmente para as áreas do pré-sal. Incluem maior segurança jurídica aos investidores e incentivos fiscais para a importação de mais bens para fins de E&P.

As administrações anteriores inclinaram-se fortemente para políticas nacionalistas, aumentando os requisitos de conteúdo local para projetos de petróleo e gás, em até 65% no caso do bloco inicial de Libra FPSO. Mas agora os termos foram relaxados, “pois quem conhece o Brasil sabe que o país não tem a capacidade de estaleiro necessária”. Outros desenvolvimentos positivos foram a divulgação de dados geológicos históricos, anteriormente acessíveis apenas por empresas brasileiras, e uma política de arbitragem mais forte, em particular no que diz respeito à unitização de campos sobrepostos em blocos contíguos. Isso se seguiu à pressão de novos investidores.

Quanto à venda de ativos, uma necessidade da Petrobras para reduzir sua dívida, a empresa agora tem duas formas de fazer isso, disse Feres. Uma delas é por meio de rodadas regulares de licitações do país e a outra, de acordo com as leis aprovadas em 2016, é por meio de negócios com outras empresas internacionais de petróleo. A rodada de transferência de direitos, com lançamento previsto para outubro, proporcionará outro meio de liquidação e poderá arrecadar mais de US $ 100 bilhões em taxas de assinatura, tornando este o maior leilão do tipo já realizado no mundo.

Outra prioridade do novo governo é o midstream, ampliando o uso do gás brasileiro. “Junto com a venda de ativos da Petrobras, novas regulamentações estão chegando para fomentar os investimentos, e isso está acontecendo”, disse ele. “Além disso, o gás está sendo importado para terminais de regaseificação, embora estes sejam pensados ​​como uma ponte para a nova infraestrutura offshore esperada nos próximos anos.”

Também estão em andamento mudanças na abordagem do governo para P&D para as novas rodadas de licitações. “P&D, como conteúdo local, tem sido uma política fracassada”, argumentou Feres. “Simplesmente dar dinheiro para universidades no Brasil que não têm uma boa governança é um desperdício.”

Marcos do pré-sal

Em 2019, a Petrobras completou 10 anos de produção do pré-sal. Segundo Isabela Mesquita, gerente executiva de Relações com Investidores, a empresa conta atualmente com 24 plataformas operando nas áreas do pré-sal, sendo 17 produzindo exclusivamente no pré-sal e outras seis no pré-sal e outras camadas. A produção de óleo do pré-sal atingiu uma nova alta de 1,4 MMb / d e 1,7 MMboe / d no total, acrescentou ela. “Mas tem sido uma curva de aprendizado. O primeiro poço levou 300 dias para ser perfurado e concluído; agora o processo leva menos de 100 dias. Ao mesmo tempo, a Petrobras cortou seus custos de extração do pré-sal de $ 14 / bbl para $ 7 / bbl.

“Os campos são recursos gigantescos com poços de alta produtividade, entregando óleo leve com baixo teor de enxofre. Isso costumava ser uma atividade de desenvolvimento de fronteira, mas não é mais. ” No ano passado, acrescentou ela, a Petrobras colocou em operação mais sete plataformas no pré-sal, sendo quatro na área de transferência de direitos de Búzios e duas – P69 e P67 – no campo de Lula, ambas na bacia de Santos; e outro na bacia de Campos. A empresa também investe fortemente na bacia do pós-sal de Campos – em Marlin e outros campos produtores, e também em exploração. Em 2018, a Petrobras adquiriu participações em 11 blocos exploratórios fora do Brasil. Mesquita previu gastos de US $ 11 bilhões nos próximos cinco anos, alguns dos quais serão alocados em concessões outorgadas em futuras rodadas de licitações.

À medida que a produção aumenta dos poços conectados às sete novas plataformas, a produção da empresa deve aumentar 7% neste ano e, em seguida, mais 5% ao ano até 2023, ponto em que mais 11 novas plataformas devem ter entrado em serviço. Muitos estarão nos campos do pré-sal, com dois substituindo as antigas instalações em Marlin, onde a Petrobras está procurando recuperar mais 1 Bbbl.

Na bacia de Campos, a Equinor, como um parceiro relativamente novo, está aplicando sua experiência no Mar do Norte para ajudar a aumentar a recuperação do campo gigante de Roncador em águas profundas. A Petrobras vê potencial para aumentar a recuperação em outros campos maduros para 50-60% e está aberta a novas parcerias, acrescentou ela.

Iniciativas de gás

Ana-Paula Saraiva, gerente executiva de Aquisições e Desinvestimentos da Petrobras, disse que a empresa arrecadou US $ 50 bilhões em vendas de ativos durante 2016-2018 e tem como meta outros US $ 26-27 bilhões em desinvestimentos nos próximos cinco anos. Entre os negócios mais recentemente concluídos está a venda de 90% de participação na rede de gasodutos Transportadora Associada de Gas (TAG) para a ENGIE e o fundo canadense Caisse de Depôt et Placement du Quebec. Mas o principal impulso dos futuros desinvestimentos será em E&P, disse Saraiva, com quase 70% dos campos mais maduros da Petrobras incluídos no programa, de noroeste a sudeste do país. “Esta é uma grande oportunidade para outras empresas com base de custo menor virem ao Brasil e investirem nesses ativos que não se enquadram nos [planos futuros] da Petrobras, mas que ainda têm petróleo.”

A Saraiva também abordou as iniciativas mais recentes para aproveitar maiores volumes de gás offshore associado, principalmente nos campos do pré-sal, onde em alguns casos representa 30% do recurso existente. Atualmente, o país importa muito de suas necessidades de gás por meio de três terminais de GNL e um gasoduto terrestre da Bolívia. BP, ExxonMobil e Shell estão todas investindo em projetos de gás para geração de energia para monetizar seu gás associado no Brasil, e a ExxonMobil está importando GNL do Catar. Mas são necessárias medidas adicionais para aumentar a concorrência e fornecer maiores incentivos aos potenciais produtores de gás. O gás do pré-sal, que tem alto teor de CO2 e baixo teor de enxofre, será caro tanto para desenvolver quanto para colocar na infraestrutura de transporte necessária, acrescentou ela; navios flutuantes de GNL podem ser outra opção.

Para a Shell, ganhar a entrada no bloco do campo de Libra em águas profundas em 2013 foi “um grande marco”, disse Fabio Gaspar, Gerente Tributário, Estruturação e Assessoria da empresa e ex-Chefe de Imposto Upstream para o Brasil. “Era uma jogada de cerca de 10 Bbbl a ser explorada e desenvolvida, o que foi uma virada de jogo para a Shell no Brasil. Então, cerca de dois anos atrás, após a combinação com o BG Group, fomos capazes de acessar outras joint ventures no espaço upstream. ”

Em 2018, a Shell investiu US $ 66 milhões em P&D no Brasil, e a empresa espera gastar US $ 1-2 bilhões em seus ativos atuais. Além disso, considerará as próximas rodadas de licitações e oportunidades de farm-ins e farm-outs.

“Também acredito que o descomissionamento do campo será enorme”, disse Gaspar, “com o Brasil sendo o número 3 no mercado global de US $ 100 bilhões, de acordo com a Wood Mackenzie”. •

Rodada de Transferência de Direitos do Brasil

Participação da Petrobras (em vermelho) na Área de Transferência de Direitos do pré-sal da bacia de Santos.(Cortesia Petrobras)

No início de 2019, a Petrobras supostamente resolveu uma disputa contratual com o governo brasileiro em relação à área de transferência de direitos, uma zona de 2.800 km2 (1.081 km2) cobrindo alguns dos prospectos pré-sal mais promissores no sudeste do Brasil. A zona foi delineada pela primeira vez em 2010, com a Petrobras tendo direitos exclusivos para desenvolver e produzir até 5 Bboe de áreas ‘não concedidas’. Búzios foi o primeiro campo a ser declarado comercial e subsequentemente desenvolvido, mas a Petrobras então buscou revisões no contrato original, pois novos estudos indicavam volumes muito maiores de petróleo dentro da área designada (até 15 Bbbl).

A disputa impediu o governo de leiloar o petróleo adicional até o início de 2019, quando o novo governo nomeou um novo presidente-executivo da Petrobras. Após um pagamento acordado, a Petrobras acedeu ao plano do governo de uma rodada de transferência de direitos para o óleo ‘excedente’ dos campos de Atapu, Búzios, Itapu e Sépia na bacia de Santos, com a participação obrigatória da Petrobras como operadora (com um 30%) nas áreas de Búzios e Itapu. Wood Mackenzie sugeriu que só os bônus de assinatura do leilão podem ultrapassar US $ 26 bilhões, e os vencedores também terão que pagar à Petrobras uma indenização pela participação em projetos que a empresa já opera.