Petróleo

Pré-sal abre espaço para produção fora da Petrobras

Em 2017, as petroleiras estrangeiras e as pequenas e médias produtoras nacionais (como Queiroz Galvão, PetroRio e Dommo Energia) produziram, juntas, em média, 582 mil barris/dia de petróleo, o que representa um aumento de 25% ante 2016. E a participação da Petrobras na produção nacional recuou 3,7 pontos percentuais, para 77,8%, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP).

O crescimento acelerado de terceiros se trata de um movimento natural, já que a principal fronteira de produção do país, o pré-sal, concentra projetos operados pela Petrobras em parcerias com sócios. Em 2017, por exemplo, a desconcentração foi puxada, sobretudo, por companhias como Shell, Petrogal e Repsol Sinopec (sócias da estatal em Lula e Sapinhoá, os maiores campos do país).

Para este ano, a expectativa é que a trajetória de crescimento da parcela fora da Petrobras se intensifique, em que pese o fato de o número de projetos operados por outras empresas ainda ser baixo. Com exceção de Atlanta, operado pela QGEP no pós-sal da Bacia de Santos, não há perspectivas de que novos campos, operados por outras petroleiras, entrem em operação no país nos próximos anos.

Os leilões de áreas exploratórias do ano passado, contudo, tendem a mudar esse cenário no longo prazo. Dos 43 ativos licitados em 2017, dez foram arrematados pela Petrobras e 33 por 16 outras operadoras, como Shell, ExxonMobil, Statoil, Repsol e CNOOC.

“Esses ativos arrematados em 2017 adicionam áreas estratégicas ao nosso conjunto de opções globais de crescimento em águas profundas e ampliam nossas oportunidades no Brasil para a próxima década”, disse o presidente da Shell, Ben van Beurden, na semana passada, durante teleconferência com investidores.

Até que os leilões se traduzam em investimentos concretos, no entanto, os projetos operados pela Petrobras no pré-sal devem continuar a sustentar a produção de terceiros nos próximos anos, adicionando novos milhares de barris às curvas de produção dessas empresas. Juntas, as plataformas P-67 (Lula Norte), P-68 (Berbigão) e P-69 (Lula Extremo Sul), operadas pela estatal brasileira, e Petrojarl I (Atlanta), operada pela QGEP, devem adicionar, a partir deste ano, 210 mil barris/dia à capacidade de produção dde outras petroleiras (Shell, Total, Petrogal, QGEP, Dommo e Barra Energia).

Além disso, a venda de ativos da Petrobras e o crescimento gradual da produção de plataformas que ainda não atingiram o pico de produção devem contribuir com outros milhares de barris diários. Este é o caso, por exemplo, das unidades P-66 (Lula Norte), Cidade de Caraguatatuba (Lapa) e o teste de longa duração de Mero (ex-Libra), que somam uma capacidade de produção de 300 mil barris/dia, mas em dezembro produziam 120 mil barris diários.

Isso significa que, quando atingirem suas capacidades plenas de produção, essas três plataformas poderão adicionar, portanto, cerca de 110 mil barris/dia à produção das demais petroleiras. Nos últimos projetos do pré-sal, a Petrobras tem levado menos de 15 meses para atingir o pico da capacidade de suas plataformas.

Some-se a isso a diversificação esperada por meio da venda de ativos da Petrobras. A estatal anunciou em janeiro a venda de 25% do campo de Roncador, na Bacia de Campos, para a Statoil, e tem a intenção de concluir este ano a venda de um conjunto de 100 campos em terra e águas rasas. Juntos, esses ativos representariam uma adição de cerca de 140 mil barris/dia à produção por parte dos outros representantes do setor.

Para o professor do Grupo de Economia da Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (GEE/UFRJ), Edmar Almeida, o aumento do crescimento da produção fora da Petrobras tende a se refletir no aumento das exportações de óleo cru – que no ano passado subiram 24,8%, para 996 mil barris/dia.

“No Brasil existem barreiras à entrada no refino. Além disso, as petroleiras teriam que mobilizar um capital enorme para investir em refinarias no país e elas já estão investindo muito, no momento, na aquisição de áreas exploratórias no Brasil.

O governo está tentando atrair investidores para o refino, mas se nenhuma reestruturação radical for feita a tendência é que as estrangeiras continuem exportando e a Petrobras continue fornecendo preferencialmente para o mercado interno e exportando o excedente”, afirma.

Almeida acredita que, no mercado de gás natural, por sua vez, as petroleiras precisarão buscar alternativas para monetizar o gás produzido no país. E cita o caso da Shell, que fechou um acordo para fornecer gás do pré-sal para a termelétrica Vale Azul II (466 megawatts), negociada no leilão de energia nova de dezembro e que será construída em Macaé (RJ).

“No gás não há escapatória. Muitos dos campos do Brasil produzem gás associado ao petróleo. Para produzir óleo, vão ter que buscar mercado para o gás”, afirmou o professor da UFRJ.

 

 

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