25 Janeiro 2016
Com o barril do petróleo na casa dos US$ 30, a Petrobrás vive o dilema do destino que dará a quase 80% dos seus campos de produção de petróleo – reservas menores, de onde extrai entre mil e 16 mil barris por dia. Por questão de escala, essas áreas são mais afetadas pela queda da cotação e, em alguns casos, geram prejuízo. Devolvê-las à União, no entanto, pode custar bilhões, devido ao conjunto de obrigações contratuais junto aos órgão reguladores.
A reportagem é de Fernanda Nunes e Antonio Pita, publicada por O Estado de S. Paulo, 25-01-2016.
“O dilema da Petrobrás está entre optar pelo custo de abandono dos campos ou pelo prejuízo. Em geral, para devolver uma área, as companhias juntam dinheiro no período em que o campo está dando lucro. Em uma situação de crise, como a atual, é mais difícil”, diz Rodrigo Vaz, diretor de Óleo e Gás para a América Latina da consultoria IHS.
A Petrobrás tem hoje mais de 300 campos. Mas a maior parte da produção está concentrada em 82 deles, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP). Em 65 desses, ou seja, quase 80%, o volume de produção não chega a 20 mil barris por dia.
O resultado operacional da petroleira está concentrado em 20 campos, incluindo alguns de menor expressão, que juntos respondem por 90% do total de óleo produzido. Hoje, o principal campo produtor é o de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos. A maior parte da produção, porém, ainda é da Bacia de Campos, que já representou 78% do óleo produzido no País e hoje corresponde a 64%.
Vaz ressalta que a escolha por manter ou não uma área deve ser feita caso a caso, dependendo do custo de extração e da produtividade. “Mas tudo leva a crer que quanto menor a escala, menores os ganhos e maiores as perdas com a queda da cotação do petróleo”, afirma. No caso dos reservatórios em que a produção não chega a mil barris por dia, como em 28 campos da Petrobrás, “é de se esperar que não sejam viáveis”, diz Vaz.
A estatal trabalha com custo de extração para áreas do pós-sal em cerca de US$ 24 por barril. Para o pré-sal, o valor seria próximo a US$ 8, sem considerar os investimentos em infraestrutura e logística. Segundo a empresa, em média os custos associados à produção em águas profundas se equilibram com o barril de óleo cotado entre US$ 35 e US$ 45, o que também despertou desconfiança no mercado sobre a viabilidade da produção. Hoje, após as últimas quedas, a cotação está em US$ 31.
Na última semana, em coletiva de imprensa, a diretora de Exploração e Produção (E&P), Solange Guedes, descartou rever projetos ou devolver áreas à ANP em razão das oscilações da cotação. Segundo ela, no “conjunto de oportunidades em diferentes estágios de produção”, a operação no pré-sal é competitiva. “Avaliar hoje, sem que o movimento tenha entrado numa estabilidade mínima, é bastante prematuro. A não ser que houvesse sinalização firme, não especulativa, de que a indústria de petróleo vai operar até 2040 com preços abaixo de US$ 25 por barril. Aí teríamos de rever projetos”, afirmou Solange.
Alternativas
Segundo analistas, petroleiras do porte da Petrobrás tendem a se desfazer de áreas de menor porte, porque não condizem com seu perfil de atuação. “Campos menores tendem a ser repassados para companhias menores. Isso está ocorrendo no Mar do Norte. Dependendo do custo de produção de um campo, mesmo com o preço do barril baixo, pode interessar a outras empresas”, avalia o consultor John Forman, ex-diretor da ANP.
Maurício Canedo, da Fundação Getúlio Vargas (FGV), ressalta que a Petrobrás, ao contrário das demais petroleiras, manteve essas áreas no seu portfólio por decisão estratégica. Em 2014, a companhia solicitou à ANP a renovação de mais de 260 concessões que vencem em 2025. Entre elas, as principais produtoras como Roncador, Marlim e Albacora, todas na Bacia de Campos, e áreas de baixa produção, como Ubaruna, com volume médio de 2 mil barris por dia. A renovação está em análise pela agência reguladora.
Para se desfazer das áreas onde a produção não é recompensada pelo atual preço do petróleo, a empresa tem três opções: suspender o contrato de concessão e devolver a área para a ANP – o que custaria bilhões de reais –, mantê-la ou vendê-la. A melhor alternativa, segundo Forman, é repassar a outras companhias para gerar receita e compensar investimentos.
Apesar da negativa da diretora de E&P, desde outubro circulam no mercado informações sobre a venda de áreas maduras e terrestres da Petrobrás. O plano, que integraria a estratégia de vender até US$ 14,4 bilhões em ativos até o fim do ano, abarcaria a oferta de 180 campos maduros em Alagoas, Bahia, Rio Grande do Norte e Sergipe.
Procurada para falar sobre a viabilidade dos campos menores, a Petrobrás informou que avalia de forma contínua a avaliação de sua carteira de projetos. “Os campos marginais, que por sua maturidade apresentam produções pequenas, têm infraestrutura instalada e seus investimentos foram realizados no passado”, afirmou a empresa em nota. “Processos de otimização têm sido regularmente aplicados de forma que a receita supere os custos operacionais, mantendo, dessa forma, a rentabilidade da produção.”
