Petrobras vende áreas de produção e abre espaço para empresas menores investirem R$ 10,6 bi

O Globo

A decisão da Petrobras de aprofundar a estratégia de concentrar investimentos nos campos de petróleo de maior porte e produtividade, como as reservas gigantes do pré-sal, e vender ativos menos atraentes começa a concretizar a maior abertura do setor no Brasil, com atração de pequenas e médias empresas.

O movimento da estatal, explicitado no Plano de Negócios 2021-2025 apresentado na segunda-feira a investidores, segue o de outras petroleiras no mundo diante da queda dos preços do petróleo e da transição energética.

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A venda pela Petrobras de campos antigos (maduros) em águas rasas na Bacia de Campos, no litoral norte do Estado do Rio, resultou no compromisso de investimentos de R$ 10,6 bilhões na região por petroleiras de médio porte.

BW Energy, Perenco e Trident compraram 14 campos nos quais a estatal já não colocava mais um tostão. Agora, poderão voltar a produzir e gerar empregos e royalties.

Raphael Moura, diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), disse ao GLOBO que esse volume de investimentos se refere a compromissos firmados pelas empresas junto à agência para atuar na região, mas a expectativa é de aportes bem maiores:

— Só as atividades contingentes (que ainda dependem de confirmação) já previstas podem fazer o valor dobrar.

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Apesar de o monopólio do petróleo no país ter sido abolido há 23 anos, o número de empresas privadas que atuam no Brasil além da Petrobras ainda é relativamente pequeno, cerca de 70.

Isso porque a estatal continuou dominando a exploração de petróleo no país. Somente nos últimos anos decidiu se desfazer dos campos de menor porte e em declínio natural da produção em mar e terra.

Nos EUA, por exemplo, a indústria do petróleo é muito pulverizada, inclusive em terra, com cerca de 9 mil produtores independentes, mas a legislação sobre o subsolo é diferente. Dá direito de exploração ao dono da terra, o que estimula pequenos produtores.

No Brasil, isso depende de concessão da União.

Pequenas lucram onde gigante perde

Para uma gigante como a Petrobras, não faz sentido econômico manter ativos em declínio ou com reservas baixas, mas empresas de menor porte podem ser mais competitivas na redução de custos para produzir nessas áreas.

Segundo o diretor de Relações Institucionais da Petrobras, Roberto Ardenghy, o custo médio da estatal para produzir em águas rasas é de US$ 23,7 por barril. Em terra, é de US$ 12. No pré-sal, é de US$ 2,3.

De acordo com o executivo, no mínimo, as empresas de menor porte conseguem redução de custos da ordem de 30% nessas áreas e podem ampliar a vida útil de campos em até 40 anos.

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— Quando essas empresas entram nesses ativos, começam um processo de investimento bem concreto, gerando mais oportunidades de emprego. E esse trabalho vai gerar mais produção. Por isso achamos que é uma atividade que acaba aumentando a vida útil do campo em mais 30 ou 40 anos — diz Ardenghy.

Moura, da ANP, concorda. Ele avalia que a venda de ativos da Petrobras é uma boa oportunidade para o surgimento de novas empresas:

— Uma empresa de menor porte, mais enxuta, tem estrutura de custos muito diferente de uma grande corporação. A operação por si só já fica mais rentável e justifica mais investimentos.

A anglo-francesa Perenco Petróleo & Gás fez um “combo”: comprou o chamado Polo Pargo, com os campos de Carapeba, Pargo e Vermelho na Bacia de Campos da Petrobras, no ano passado.

Quando assumiu, os campos tinham produção da ordem de 2 mil barris diários. Agora, são 3,7 mil por dia. A empresa tem como meta 15 mil barris por dia entre 2023 e 2024. No plano de desenvolvimento registrado na ANP, o compromisso de investimentos chega a R$ 1,1 bilhão.

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— Todas as empresas que estão entrando nesses ativos antigos da Petrobras contam com a prorrogação dos contratos de concessão dos campos — diz Leonardo Caldas, diretor de Relações Institucionais da Perenco.

Ele continua:

— A transferência desses ativos na Bacia de Campos já está revitalizando Macaé, com serviços, rede hoteleira. E o Porto do Açu, que serve como base operacional para essas empresas, tem muitas coisas sendo feitas ali.

Potencial ainda é grande

Novas oportunidades exploratórias também podem favorecer esse mercado, já que o país tem cerca de 6 milhões de quilômetros quadrados em bacias sedimentares, com potencial de conter petróleo e gás, e apenas 240 mil quilômetros quadrados estão contratados.

Das reservas descobertas, só 10% foram extraídas. O país precisa acelerar a exploração dessa riqueza, antes que novas tecnologias como os motores elétricos, que substituem combustíveis fósseis, ganhem escala.

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Um dos campos comprados pela BW Energy na Bacia de Campos, o Maromba, não é maduro. Descoberto em 2006, ele nunca entrou em produção.

Com reservas de cerca de 100 milhões de barris, consideradas pequenas, não interessava dentro do planejamento global da Petrobras e da americana Chevron, antigas detentoras da concessão.

Mas mostrou-se bom negócio para o braço de exploração e produção do conglomerado norueguês BW. Vendido em 2019, deve começar a produzir 30 mil barris diários em 2024.

— Certamente vamos gerar muitos empregos — prometeu Ricardo Mucci, gerente-geral da empresa.

Transição energética ajuda pequenas

Beatriz Souto, advogada da BW Energy, diz que as empresas grandes estão deixando campos de produção menor no pós-sal e migrando ou para o pré-sal, fronteira de alta produtividade, ou para investimentos em energia limpa, como gás e solar:

— Essa transição energética na verdade está abrindo um espaço que anteriormente não existia.

A executiva continua:

— São ativos que geram emprego, receita, participações governamentais. Se não tivesse essas empresas menores adquirindo esses ativos, haveria impacto principalmente na economia regional, com perda de empregos, perda de renda local. Ao abrir espaço pra empresas novatas, se consegue um impacto positivo na economia muito relevante. A transição energética traz uma pulverização muito benéfica para o país como um todo.

O presidente da Associação Comercial e Industrial de Campos (ACIC), Leonardo Castro de Abreu, tem dúvidas sobre o impacto dessa ainda incipiente abertura do setor no Norte Fluminense, onde prestadoras de serviço têm fechado as portas com a redução da atuação da Petrobras.

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— A Petrobras não é somente uma empresa de petróleo, ao longo dos anos apoiou muitos projetos sociais, culturais e ambientais aqui — diz. — Essas empresas com menor custo de produção vão tentar ter retorno nesses campos menores. Mas vão empregar menos, vão priorizar somente o lucro.

O coordenador do Sindipetro Norte Fluminense (NF), Tezeu Bezerra, critida a venda deativos pela Petrobras.

— O que falta hoje é vontade politica (da Petrobras)de continuar investindo — diz o sindicalista. — Acreditamos que a Petrobrás tem conhecimento técnico e capacidade de continuar sendo a operadora desses campos, sem precisar vender – ressaltou Tezeu.

O diretor da Petrobras Roberto Ardenghy diz que a estatal vai continuar vendendo campos antigos em águas rasas e em terra, o que seria benéfico para a empresa e para economia do país ao favorecer maior competição no setor.

— Estamos saindo de projetos onde não estávamos focados. E o grande diferencial desses projetos, tanto em águas rasas quanto em terra, é exatamente ter alguém com apetite para aumentar essa produção — diz o executivo.

Empregos e royalties dependem de regulação

Marcus D´Elia, sócio da Leggio Consultoria, especializada no setor de petróleo, gás e energia, a compra desses ativos antigos por empresas especializadas que tem tecnologia em revitalizar campos antigos com produção em declínio é positivo para a economia de regiões como o Norte Fluminense:

— O impacto local disso é importante, pois manter o campo ativo por mais tempo significa manter toda a cadeia local ativa também, desde fornecedores de insumos até mão de obra. E ainda sustenta a geração de royalties para os municípios por um período maior, permitindo a realização de investimentos locais.

O especialista em petróleo e gás e professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Edmar Almeida, também vê potencial de atração de investidores para campos madureos em terra e no mar, mas alerta que é preciso dar previsibilidade aos negócios:

— Para isso é fundamental reduzir os riscos para os compradores. No caso dos campos em terra, é fundamental criar mecanismos competitivos para a venda do óleo produzido para as refinarias do país. Avanços na regulação do descomissionamento é outro fator importante para reduzir o risco nesse setor.