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A Petrobras elevou em mais de 40% os investimentos previstos para a Margem Equatorial no horizonte de seu plano estratégico 2023-2027 ante o período quinquenal anterior, para US$ 2,94 bilhões, enquanto busca meios de repor reservas e evitar o declínio de produção futura.
O montante representa 49% dos US$ 6 bilhões previstos pela companhia para campanhas exploratórias no planejamento quinquenal. Outros 45% serão destinados a bacias do Sudeste e 6% em outras localidades.
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Para o período, estão previstos 16 poços em 17 blocos na ampla região do litoral brasileiro, que vai desde o Rio Grande do Norte até o Amapá.
Toda esta costa, contudo, tem áreas ambientalmente sensíveis e que despertam preocupações de autoridades. Nas proximidades do Amapá, uma região amazônica, há também uma geologia muito parecida com a registrada em regiões das Guianas, onde foram feitas grandes descobertas de petróleo recentes.
“É fundamental que a Petrobras siga buscando novas reservas, uma vez que no processo de exploração e produção a gente luta a cada ano com declínio natural da ordem de 10% da nossa produção”, disse o diretor executivo de Exploração e Produção, Fernando Borges.
Para exemplificar, o executivo pontuou que, considerando uma produção de cerca de 3 milhões de barris de óleo equivalente por dia, volume que a empresa deverá atingir até 2026, a petroleira teria que incorporar em reservas cerca de 300 mil barris por dia para fazer frente ao declínio.
Anteriormente, executivos da Petrobras afirmaram que a companhia previa receber ainda neste ano licença ambiental para perfurar poço exploratório na Foz do Rio Amazonas, uma das regiões da Margem Equatorial.
No entanto, a exploração na região –com geologia pouco conhecida e rica em ecossistemas– encontra forte oposição de grupos ambientais e questionamentos de ministérios públicos estaduais, que temem possíveis desastres ambientais em áreas extremamente sensíveis.
Exploração e produção
Enquanto isso, o foco principal da petroleira estatal continua a ser o desenvolvimento de áreas no pré-sal, que será o destino de 67% dos US$ 64 bilhões em investimentos para exploração e produção até 2027, uma alta de 12% ante o plano quinquenal anterior.
Apesar da elevação dos investimentos, a empresa manteve a projeção de sua curva de produção.
O diretor-executivo de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen, explicou que o investimento subiu principalmente devido à entrada de projetos como Sépia e Atapu e atualização de premissas macroeconômicas.
“Incorporamos no ‘capex’ do E&P estimativa de inflação e ajustes para o mercado para o período, principalmente referente ao escopo não contratado”, afirmou Rittershaussen.
“Quando a gente olha o curto prazo, a gente está já bem contratado nos três primeiros anos, então a mudança da faixa de preço de petróleo não tem influencia nesse período. Terá mais influencia nos dois últimos anos do PE (plano estratégico).”
O executivo ponderou, no entanto, que a Petrobras monitora constantemente o mercado e escolhe a melhor hora e a melhor estratégia para minimizar riscos de aumentos de investimentos por inflação.
A meta de produção para 2023 foi mantida em 2,1 milhões de barris de óleo por dia, com uma variação de 4% para mais ou para menos, considerando os ajustes do Acordo de Coparticipação de Sépia e Atapu, que reduziram 0,1 milhão de boed em relação ao plano passado. Em 2027, a empresa prevê atingir produção de 2,5 barris/dia.
Novas plataformas
A curva de produção considera a entrada de 18 novas plataformas (FPSOs) no período 2023-2027, sendo 11 afretadas, 6 próprias e 1 não operada. A empresa precisa contratar apenas três dessas plataformas, considerando os projetos em que ela é operadora: Revit Albacora, SEAP 1 e SEAP 2.
No caso das unidades SEAP, Rittershaussen explicou que a contratação pelo modelo Built Operate and Transfer (ou BOT), onde a afretadora opera a plataforma por um tempo e transfere para a Petrobras, não teve uma boa aceitação do mercado.
“Tentamos um modelo de contrato inovador de BOT e o mercado não respondeu bem… a ideia agora é voltar à unidade arrendada convencional para SEAP 1 e SEAP 2”, afirmou o executivo.
Para 2023, estão previstas a entrada de cinco plataformas, sendo que uma delas, a P-71, poderá entrar em operação ainda em dezembro deste ano.
