Petróleo brasileiro: a galinha dos ovos de ouro

O que torna alguns fornecedores de petróleo mais valiosos do que outros? A resposta é tripla: grandes descobertas em excelentes reservatórios de baixo custo para exploração. Poucos lugares na terra conseguem reunir tudo isso. O Brasil consegue, como eu fui lembrado durante uma viagem ao Rio de Janeiro no mês passado. Suas áreas de pré-sal da bacia de Santos, como Lula e Libra, têm esses atributos em abundância.

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Os reservatórios desses gigantes ficam a uma profundidade não muito cara para perfurar, mas funda o suficiente para que o petróleo flua livremente para a superfície. Poços individuais nos excepcionais reservatórios carbonáticos do pré-sal podem produzir até 50 mil barris em um único dia – um bom poço Permiano fraturado leva dois meses para fazer isso. Muitos poços estão estrangulados porque as linhas de fluxo submarino ou plataforma simplesmente não conseguem lidar com os grandes volumes.

Portanto, não é surpresa que o Brasil tenha sido o point global para o desenvolvimento de negócios durante a crise. Diretores e companhias produtoras de petróleo foram atraídos pela perspectiva de mega-barris de baixo custo. Os recursos que ainda não foram encontrados no pré-sal são equivalentes a 18 bilhões de barris de petróleo segundo nossas estimativas. Outras bacias na imensa margem continental, algumas inexploradas, poderiam assegurar a produção de larga escala também.

ExxonMobil, Shell, Total e Equinor aumentaram a exposição ao Brasil nos últimos quatro anos por meio da M&A. A BP e a Chevron juntaram-se a elas em rodadas de licitação altamente competitivas.

Orçamentos para exploração e acesso a novas áreas são restritos globalmente, mas o Brasil é uma exceção. As empresas pagaram US$ 8 bilhões em bônus de assinatura em 2017 e 2018, três quartos dos gastos globais. Há também grandes oportunidades para chegar a recursos descobertos este ano.

Todo esse otimismo vem apesar do demorado aumento dos projetos do pré-sal desenvolvidos até agora. A produção hoje está em 1 milhão de barris por dia, abaixo das previsões de 2010. A Petrobras assumiu uma tarefa gigantesca ao desenvolver múltiplos campos em uma nova província de águas profundas como única operadora e parceira dominante. Os requisitos governamentais para conteúdo local foi adicionado ao desafio. Isso colocou uma tensão excessiva na cadeia doméstica de suprimentos, com um efeito dominó nos custos e na entrega. A Brasil Inc. estava totalmente envolvida com o pré-sal – e foi surpreendida pelo colapso no preço do petróleo.

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O próximo grande teste será com o campo de Libra (6 bilhões de barris de petróleo), Buzios (9 bilhões de barris de petróleo) e Carcará (2 bilhões de barris de petróleo). Estes são os três últimos gigantes a serem desenvolvidos da primeira onda de achados do pré-sal. Horacio Cuenca, diretor de pesquisa da Latin America Upstream, acredita que esses projetos mostrarão que o Brasil pode ser muito mais eficaz na entrega de projetos por três razões, descritas a seguir.

Uma nova abordagem

Uma gama mais ampla de players participará do futuro E&P brasileiro. A Petrobras (40%) é parceira em Libra com a Shell, Total, CNOOC e CNPC. Essa parceria traz uma riqueza de experiência em iniciativas, aquisição, desenvolvimento e execução de projetos para o pré-sal brasileiro. A Equinor está desenvolvendo o campo de Carcará em um consórcio que inclui a ExxonMobil. Esses IOCs e NOCs (companhias de petróleo internacionais e nacionais, da sigla em inglês) operaram sob rígida disciplina de capital desde a desaceleração, mas conseguiram comissionar e desenvolver grandes projetos greenfield (iniciais).

Os custos serão menores

Os custos de breakeven para o campo de Libra caíram de US$ 69 por barril em 2014 para US$ 38 por barril (NPV15). É importante ressaltar que o governo facilitou as regras locais, abrindo caminho para novas estratégias de contratação e inovação. Acabaram-se os navios flutuantes de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) de tamanho único. Os FPSOs (do inglês Floating Production Storage and Offloading) de Libra são projetados para otimizar custos e eficiência. O investimento no campo vem com custos no setor de serviços em baixa com excesso de capacidade em nível nacional e internacional.

A Petrobras superou as dificuldades do passado

Ao usar um FPSO construído para este propósito, a Petrobras embarcou em testes de seis meses com execução multi-zona em Libra e Búzios para obter uma compreensão completa do desempenho do reservatório. Os dados dos poços produtores e injetores serão introduzidos no projeto final para adequar a configuração do poço, plataforma e instalações e maximizar a produtividade.

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Uma incerteza que paira sobre o desenvolvimento de descobertas futuras em blocos recentemente premiados é o efeito de termos fiscais sobre os retornos do projeto. Empresas que oferecem grande participação nos lucros do governo em novas áreas podem precisar de altos preços de petróleo e até mesmo custos menores para atender aos seus critérios de retorno. Bônus altos de assinatura podem exacerbar o problema. A comercialização de volumes substanciais de gás associado é outra área para a qual os produtores e governantes estão buscando ativamente uma solução.

Enquanto isso, Libra (2021) e Búzios (a fase 1 acabou de começar) juntas adicionarão a melhor parte dos 3 milhões de barris por dia da nova produção de petróleo até meados de 2020. Este será o maior incremento no crescimento dos países que não fazem parte da OPEC (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) fora do Permiano na próxima década.

A entrega no prazo e dentro do orçamento será um primeiro passo crítico para a recuperação da confiança, já que a indústria contempla uma nova fase de investimentos nas gigantescas perspectivas que o Brasil oferece.

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