Nova abertura do poço ao posto

A segunda abertura

O Plano de Desinvestimento da Petrobras, junto com as mudanças regulatórias que estão sendo feitas pelo governo, pretende enfim colocar novos players no mercado brasileiro de petróleo, desta vez do poço ao posto

[13.10.2016] 16h37m / Por Claudia Siqueira

29965092905_ce0169913b_z.jpgPresidente Michel Temer recebe Pedro Parente, Presidente da Petrobras ( Marcos Corrêa/PR )

O mapa do setor de petróleo no Brasil está mudando e promete ser alterado ainda mais ao longo dos próximos anos. Diante da estratégia da Petrobras de cortar investimentos e dar prioridade ao seu Programa de Parcerias e Desinvestimentos, o mercado começa a ganhar novos contornos, indo em direção a uma segunda etapa de abertura no país, que desta vez promete ser mais abrangente e pulverizada, tanto no que diz respeito à participação mais efetiva de players privados, quanto em relação a variados segmentos do setor.

O grande diferencial agora é que a “nova abertura” caminha para ocorrer, literalmente, do poço ao posto e não apenas limitada à área de E&P. Sem o tradicional apetite e a condição financeira dos últimos anos, a Petrobras vem, ainda que forçosamente, cedendo espaço para que as demais empresas comecem a ocupar posições de maior destaque no mercado, através da aquisição de ativos até então exclusivos da estatal.

Enquanto a estatal recua e reduz seu portfólio, outras empresas dão musculatura a suas carteiras de negócios no Brasil, a partir da entrada em importantes projetos do setor. Precisando arrumar a casa e se adequar a sua nova realidade, a Petrobras vem priorizando, de um modo geral, a transferência da posição de operadora, o que sem dúvida funciona como um atrativo de peso na mesa de negociação.

A venda da BR Distribuidora e de participações em refinarias deve dar outro ânimo ao mercado de produção e distribuição de derivados. A entrada da Brookfields no mercado de gás natural, que ainda passará por novos desinvestimentos, deve fazer os novos produtores e os sócios da Petrobras na produção offshore a investirem em novos hubs para escoamento do energético.

O mercado pode também ser impulsionado pelos sinais de mudanças nas regras que ajudam a destravar e a ampliar a atratividade setor, como a recente aprovação da Lei do senador e atual ministro de relações Exteriores, José Serra, que faculta à Petrobras o direito de escolher as áreas que pretende operar no regime de partilha da produção.

A aprovação do projeto dará ao governo mais segurança para realizar no próximo ano o leilão de áreas unitizáveis da Bacia de Santos. Ainda existia no Planalto um temor de que a realização da concorrência sem a mudança da lei pudesse facilitar liminares –muito comuns nos leilões de petróleo – com a concorrência.

Sinais da mudança
Até o momento, os primeiros sinais de mudança são percebidos com maior clareza na área de E&P e no segmento de Transporte de Gás, onde a atividade foi impulsionada recentemente pelo acerto da venda do ativo de Carcará para a Statoil e da compra de 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) pela Brookfield Infrastructure Partners (BIP). Com a já declarada decisão da Petrobras de sair integralmente das atividades biocombustíveis, distribuição de GLP, produção de fertilizantes e petroquímica, não há dúvida de que o mercado será inundado de ofertas.
Está em estudo, por exemplo, o modelo de venda da Petrobras Biocombustíveis. As avaliações preliminares indicam que as plantas de produção de etanol são ativos mais atrativos e devem ser oferecidos para os atuais sócios nos projetos. Os ativos de biodiesel precisam de análise mais aprofundada e são mais complexo de serem vendidos.

É claro que a Petrobras continuará dominando o E&P no país como sempre fez. A diferença é que outros players passarão a ter voz mais ativa no setor, diminuindo o gap existente hoje entre a petroleira brasileira e as demais empresas. O novo mapa se orienta para ter, por exemplo, um número de empresas produzindo no país mais expressivo do que os atuais 26 operadores.
As projeções da Petrobras são de que os novos negócios garantam investimentos adicionais de mais de US$ 40 bilhões.

Filé mignon em oferta
Em um movimento totalmente contrário ao primeiro desinvestimento, realizado em 1998 e focado nos blocos da Rodada Zero, a Petrobras vem agora abrindo a maior parte de seus ativos para fazer caixa, dando prioridade à oferta de participações mais expressivas, da ordem de 50%, ou até mesmo à venda integral de projetos. Enquanto no passado a estratégia era reservar para si os melhores campos, hoje a empresa negocia, por exemplo, ativos do pré-sal e projetos com óleo garantido.

Atraídas pela oportunidade de serem operadoras dos negócios e assegurarem participações mais expressivas em bons projetos, as empresas vêm demonstrando interesse no movimento de retração da estatal. Na área de E&P, por exemplo, o desinvestimento vem chamando a atenção de empresas de todos os portes, novos entrantes e petroleiras já estabelecidas no Brasil, desde as grandes, como Statoil, BP e Exxon, até as médias, como Ouro Preto, Karoon e a novata Petroatlântico.

Novo mapa de E&P
Ainda que até o momento apenas poucos negócios tenham sido firmados, as projeções de mudança são inquestionáveis. Com a recente aquisição de Carcará, também disputado pela Exxon, a Statoil passará, por exemplo, a ocupar um lugar de destaque no mapa de concessões do Brasil, tendo grandes perspectivas de produção no médio prazo.

Responsável agora pela operação de dois grandes projetos, – além de Carcará a Statoil está tocando o projeto de Pão de Açúcar, no bloco BM-C-33, em águas ultraprofundas da Bacia de Campos, a petroleira terá no curto prazo que alterar significativamente o tamanho de sua organização no Brasil para atender ao novo porte de sua carteira. As projeções são de que a produção operada passe do atual volume de 85 mil b/d de óleo, em Peregrino, para 400 mil b/d, no período entre 2025/2030. Confirmada a projeção, a Statoil pode até mesmo superar a Shell e ser a segunda maior petroleira do país.

O presidente da Statoil no Brasil, Päl Eitrheim, conta que a petroleira tem bastante interesse em adquirir a extensão não contratada de Carcará, que será liciado em 2017 junto com outras três áreras unitizáveis na 14a rodada da ANP.

“Estamos interessados e vamos o seguir os desenvolvimentos bem de perto; estamos esperando para analisar os termos e condições da próxima rodada. Certamente temos a intenção de avaliar a área contígua ao bloco”, disse o executivo em entrevista à Brasil Energia Petróleo.
Outra operação que irá alterar o mapa brasileiro de E&P é a venda dos campos de Baúna e Tartaruga Verde, em vias de ser oficializado com o consórcio Karoon/Woodside, que desbancou a PetroAtlântico na disputa. Com uma produção projetada de 100 mil b/d em 2020, a operação assegurará as duas empresas uma posição de destaque no setor.

No caso da Karoon, que possui cinco blocos exploratórios próximos a Baúna, já com prospectos descobertos, a operação trará escala e, de quebra, toda uma rede de facilidades de logística. Diante das perspectivas de produção é esperado que a empresa figure no Top 5 de petroleiras com maior volume de produção no Brasil.

A Woodside, por sua vez, chega para aumentar a lista de petroleiras no país. Dezoito anos depois da quebra do monopólio, a petroleira australiana faz sua estreia já garantindo de imediato um volume que grande parte das empresas já instaladas aqui sequer passaram perto de alcançar.
Antes da clara indicação de abertura da Petrobras, o setor de E&P no Brasil já havia sido sacudido pelo investida mundial da Shell de adquirir todos os ativos da BG. De uma participação relativamente pequena no setor, que a colocava em pé de igualdade com as demais petroleiras no Brasil, a empresa anglo-holandesa passou a ocupar uma posição diferenciada com uma carteira que soma 16 ativos, incluindo uma produção de 250 mil b/d no pré-sal.

A diversidade de empresas no mercado traz, a reboque, um volume maior de contratações de equipamentos e serviços por petroleiras que não sejam a Petrobras, reduzindo ainda os riscos de um comprador único. No caso de Carcará, por exemplo, a Statoil irá perfurar um novo poço em Carcará, em 2018, com vistas a um teste de produção na área. No projeto do BM-C-33, os trabalhos iniciais ficarão focados na análise dos dados já coletados, enquanto no próximo ano o planejamento da petroleira é perfurar quatro poços nos seis blocos operados no Espírito Santo.

Mais por vir
Diante da audaciosa meta de assegurar US$ 19,5 bilhões com o programa de Parcerias e Desinvestimentos, no período 2017-2018, não há dúvida de que o melhor ainda está por ser disponibilizado. Para atingir essa marca, a Petrobras precisará vender ativos emblemáticos da área de E&P, o que sem dúvida envolverá a abertura de parcerias na cessão onerosa, conforme já antecipado em primeira mão pela Brasil Energia Petróleo, em agosto, como a oferta de novas áreas no cluster de Santos, além dos já confirmados projetos de Marlim, Albacora, Espadarte, Marlim Leste, Marlim Sul e Roncador.

No caso de Marlim, por exemplo, as negociações estão em curso há pelo menos três meses e devem ser concluídas em breve. Ao contrário da maioria dos projetos abertos, nos quais o foco do negócio é voltado a petroleiras, no caso de Marlim as negociações miram prioritariamente um sócio investidor, que apenas aporte recursos, sem interferir tecnicamente no projeto de revitalização já em curso pela Petrobras.

A proposta em discussão na mesa de negociações prevê a venda de 50% do ativo, com a Petrobras mantendo a posição de operadora. O negócio vem sendo discutido com investidores chineses e japoneses, mas não será surpresa se uma grande petroleira chinesa acabar ingressando também no processo.

Nos outros projetos de águas profundas da Bacia de Campos, prevalece a tendência de negociação de acordos de prestação de serviço, com participação nos ganhos de produção.

Na mesa hoje já estão sendo negociadas algumas centenas de projetos. Somente na área de E&P, há negociações para os projetos Topázio e o Ártico, que somam mais de uma centena de campos. Há ainda conversas envolvendo os campos de Maromba, Piracucá, Júpiter, Sagitário, Lebre e Pão de Açúcar. Aposta-se também na inclusão de Sapinhoá, no cluster do pré-sal da Bacia de Santos.

A tendência é de que a venda de ativos da Petrobras gere, posteriormente, uma nova onda de negociações. Como muitos dos ativos estão sendo vendidos integralmente, é certo que, entre o curto e o médio prazo, muitas empresas sairão ao mercado em busca de sócios.

Desafio da Petrobras
Enquanto as demais empresas ganham espaço no mercado, a Petrobras encolhe para tentar sanar sua dívida, hoje da ordem de R$ 390 bilhões, e se recompor, pautada pelas novas metas do seu Plano de Negócios 2017-2021. O desafio da petroleira passa a ser o de conduzir o planejamento na ponta do lápis para que nada ameace o cumprimento das metas traçadas.

O novo plano é bom e bem mais austero que os demais, com investimentos médios anuais de US$ 14,82 bilhões, trazendo a companhia à sua nova e dura realidade, mas ainda assim mantém certos riscos. Em jogo, no momento, está a credibilidade da Petrobras e a possibilidade de refazer sua imagem, bastante desgastada pelo sucessivo não cumprimento de metas dos planos anteriores e pelos escândalos da operação Lava Jato.
Uma das principais ameaças ao novo plano está ligada à complicada situação dos FPSOs próprios do cluster de Santos. Há quem avalie que a petroleira ainda conviva com um grau de incerteza expressivo em relação ao futuro das unidades próprias.

No plano atual, a Petrobras já excluiu da curva de produção mais um FPSO replicante, que teoricamente seria a P-71, que até o momento não passa de um esboço no papel na carteira de encomendas do Engevix. No lugar das 12 unidades próprias originais (oito replicantes e quatro da cessão onerosa), já reduzidas anteriormente para dez, o plano atual contempla apenas nove FPSOs próprios, até 2021 (seis replicantes e quatro da cessão onerosa).
Além da ameaça de finalização das obras de construção dessas unidades, que se arrastam desde 2010 e podem comprometer o cronograma de primeiro óleo dos projetos, há ainda o risco de performance após a entrada em operação, agravado pelo fato de a petroleira ser obrigada a começar a injetar gás no prazo máximo de 60 dias, sob pena de ter de suspender a produção.

Tradicionalmente, a Petrobras não tem histórico de sucesso no ramp-up das unidades próprias, e diante das dificuldades enfrentadas nas obras desses FPSOs teme-se pela performance. No caso da P-62 e P-58, por exemplo, a área de E&P precisou colocar um flotel para cada unidade a para tentar minimizar os problemas.

http://brasilenergiaog.editorabrasilenergia.com/news/governo/politica-energetica/2016/10/segunda-abertura-450300.html

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