O mercado encolhe ainda mais

O mapa exploratório brasileiro mudou e tende a mudar ainda mais, caso o governo não realize novos leilões de áreas nos próximos anos, nem mesmo fora do cluster do pré-sal – que, aliás, foi descoberto em blocos de rodadas. Sem licitações offshore desde 2007 e com as várias pendências no novo marco regulatório, o Brasil tem visto o clima de pujança oriundo do advento da descoberta do pré-sal de Santos, em 2006, dar lugar a um cenário opaco, marcado pela desaceleração dos investimentos de operadores. Os últimos anos têm registrado a saída de algumas petroleiras, sobretudo as independentes estrangeiras, uma significativa redução da área sob concessão e a mudança do perfil da atividade exploratória no país.

De polo promissor de novos negócios, o país está sendo aos poucos excluído do calendário mundial de novos leilões e incluído no rol dos países sem previsibilidade de expansão. Em vez de alavancar novos investimentos e oportunidades de negócios, o pré-sal vem trazendo de volta o monopólio da Petrobras – não de direito, mas de fato.   Não faltam sinais dos novos tempos, tampouco muitos alertas à situação. Sem novos leilões, por exemplo, a projeção é de que a área sob concessão seja reduzida para menos da metade do início de 2011 já em 2012. E para se ter ideia do quanto o país tem se afastado do circuito dos novos negócios para petroleiras, o Brasil e o pré-sal não foram o tema central do último WPC, importante evento do setor petróleo mundial, realizado no Catar no início de dezembro. Áreas como as águas profundas da Venezuela e a costa oeste da África – e até mesmo as bacias terrestres da Argentina – ganharam mais destaque quando os assuntos apontavam para novas oportunidades de investimento pela indústria internacional.   Nada no CNPE   Entre os próprios órgãos de governo pouco se tem ouvido falar sobre a 11a rodada da ANP. Na última reunião do CNPE, realizada em 5 de dezembro, nenhum tema relacionado ao segmento de petróleo foi discutido ou sequer mencionado.   O secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Rio de Janeiro, Júlio Bueno, credita esses problemas ao novo marco regulatório do petróleo. “A situação é absolutamente preocupante, tendo em vista a redução das áreas concedidas, a parada do setor petróleo no Brasil, a saída das empresas. Ninguém mais enxerga o que vai acontecer”, afirma ele.   A visão comum a especialistas e executivos do setor é de que a discussão do pré-sal deveria ser conduzida à parte, sem comprometer as conquistas dos 14 anos de abertura do mercado. Entre dar atenção especial ao pré-sal e paralisar um processo reconhecido internacionalmente como bem sucedido há uma distância tão grande quanto a que separa planejar o desenvolvimento e travar o crescimento.   Na visão de um executivo de uma multinacional, o país tornou-se menos amigável às petroleiras. Para ele o cenário é indefinido, e as empresas terão que somá-lo às incertezas normais da exploração.   O pré-sal é um concentrador de riqueza e seu desenvolvimento e exploração caberá a poucas e grandes empresas, entre petroleiras e fornecedores de bens e serviços. Além do mais, os 149 mil km² da fronteira representam apenas 2,3% da área sedimentar brasileira.   O pior ano pós-abertura   Indicadores da ANP e da indústria alertam que, sem a 11a rodada em 2012, a área sob exploração no país irá despencar dos atuais 300 mil km², medidos no fim do ano passado – apenas 4,15% da bacia sedimentar do país –, para cerca de 115 mil km², considerando o vencimento de alguns prazos exploratórios em vigor. Se isso se confirmar, será a menor área sob concessão desde a abertura do setor, que chegou a ter quase 450 mil km² exploratórios em 2000.   Não bastasse a redução drástica, as estimativas são de que quase 40% das áreas remanescentes no fim deste ano serão oriundas da 10a rodada, que ofertou apenas blocos terrestres, geralmente com potencial de descoberta mais baixo que os marítimos. Sem novos blocos, a atividade exploratória offshore ficará restrita a áreas das 6ª, 7ª e 9ª rodadas.   A situação só não é pior, dizem os analistas, porque muitos blocos sob concessão hoje tiveram seus prazos exploratórios estendidos pela ANP em 2005, em função da escassez de sondas para perfuração ou de dificuldades no licenciamento. Na ocasião, o programa de trabalho do segundo período de todos os blocos de águas rasas foi ampliado de um ano para dois anos, postergando o vencimento de diversos compromissos.   Embora o impacto maior comece neste ano, o estrago com a interrupção dos leilões vem desde 2009, o primeiro ano sem rodada. Naquela época, a área exploratória sob concessão no Brasil totalizava quase 350 mil km².   Os cerca de 300 mil km2 sob concessão no fim de 2011 estão distribuídos por 322 áreas. A maior parte delas é offshore – 173. As outras 149 são áreas terrestres maduras e de nova fronteira.   Redução ainda maior   Indo além de 2012 as consequências são ainda mais devastadoras. Em 2014, mantido esse cenário, a área sob concessão ficará restrita a blocos das 9ª e 10ª rodadas, que, juntos, somarão parcos 49,1 mil km², uma área menor que a do Rio Grande do Norte ou pouco mais que duas vezes a área de Sergipe.   Em 2015, o Brasil entraria em situação de quase paralisação. Os indicadores projetam 8,6 mil km², todos de blocos da 10a rodada, que não chegam a duas vezes a área do Distrito Federal, de 5,8 mil km². Em 2016, as projeções indicam que devam estar sob concessão apenas três planos de avaliação e dois a três blocos exploratórios da Bacia do Solimões.   É verdade que, pela quantidade de recursos a ser demandada em desenvolvimento e avaliação das áreas já concedidas do pré-sal, o volume geral de investimentos não deverá cair. Contudo, nesse ritmo de descontinuidade, o país vai arrecadar menos do que poderia se o governo mantivesse a oferta de blocos nas demais áreas.   Ação e reação   Assim, contido pela falta de novas ofertas – hoje restritas a poucas e já caras operações de farm-out –, o mercado assiste à diminuição do número de petroleiras com investimento no Brasil e à mudança do perfil dos investidores. O país, que chegou a abrigar quase 80 empresas nacionais e estrangeiras em exploração, hoje conta 60 companhias de petróleo, sendo 37 como operadoras e 23 na condição de sócias.   A quebra do ritmo afetou em cheio o interesse das companhias estrangeiras independentes, que demonstravam grande apetite e angariavam portfólios expressivos, alguns já com descoberta e produção garantidas. Com menos resistência ao risco e mais suscetíveis a variações que ameacem suas rentabilidades regionais, essas empresas estão optando por vender seus ativos brasileiros, seja para investir em outras regiões, seja para sanar contas de outros lugares.   A lista de desistentes é representativa e não deve parar de crescer. Foi assim com a Devon, está sendo assim com a Anadarko. E sobre possíveis seguidores da debandada crescem boatos, não confirmados, de que ENI e, mais recentemente, a brasileira Vale, planejam deixar o setor.   Para os menos favoráveis à abertura do mercado, essa desistência pode ser vista como mais um indício da falta de compromisso dessas petrolerias com o país. O problema é que, independente da razão social e da nacionalidade de cada petroleira que decide encerrar atividades no Brasil, ficam pelo caminho empregos diretos e indiretos.   O que se tem feito, na avaliação de uma executiva do setor, é restringir a possibilidade de ingresso de pessoas no setor petróleo. “Diminuem a cada ano as chances de brasileiros trabalharem no setor.”   Apesar dos pesares, não se pode negar que também surgiu um novo nicho de empresas brasileiras que enxergaram, através de seus executivos e criadores, uma oportunidade para crescer no próprio país. A lista inclui as conhecidas OGX, HRT e Petra e as novatas Barra Energia e YXC. Entretanto, sem leilões, também elas terão seu crescimento tolhido.   Sob essa incerteza em relação ao futuro, especialistas destacam que o Brasil se mantém atrativo a um grupo cada vez mais restrito de empresas. A atividade exploratória tende a se direcionar a grandes petroleiras estatais e privadas, que têm mais fôlego para o risco.   Sem leilão em 2012   Diante de tantos adiamentos e promessas não cumpridas em relação à 11a rodada da ANP, diminui a crença em um leilão em 2012 fora do pré-sal, e menos ainda sob o regime de partilha. A desmotivação é tanta que até a agência, extraoficialmente, já não mais acredita no agendamento de uma licitação neste ano.   A pá de cal definitiva veio no ano passado, quando todos esperavam a realização do leilão. Até então, o plano defendido por representantes da ala mais progressista de órgãos do governo era ofertar blocos terrestres e áreas da margem equatorial em 2011, promover uma rodada em 2012 somente com áreas onshore e realizar uma licitação de partilha em 2013.   A rodada originalmente planejada pela ANP para o último ano previa a oferta de 174 blocos, metade deles em terra e a outra metade no mar. A proposta era ofertar 122 mil km² de áreas espalhadas pelas bacias de Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas.   Eleições contaminam   Para apreensão geral, 2012 será um ano delicado. Teme-se que as eleições municipais possam tornar ainda mais acirrada a disputa pelos royalties. E pelo o que sem tem visto, sem consenso sobre o tema não haverá leilão, nem de concessão, muito menos de partilha.   Na visão de analistas, não havendo rodada este ano, é bem provável que não haja também em 2013, que já começa a ser contaminado pelos debates sobre a sucessão presidencial. E o pior que poderia acontecer ao país seria sair de vez do contexto das rodadas de licitação. Dessa forma, uma fonte alerta para o perigo de o Brasil “achar ser o centro do universo e não aproveitar a onde de crescimento proporcionada pelo pré-sal.”   Não bastasse a novela dos royallties, que se arrasta há quase dois anos, outros temas surgem como justificativa para segurar ainda mais o ritmo da exploração no Brasil. À lista de entraves somam-se agora também o acidente da Chevron, no campo de Frade e, mais recentemente, o vazamento de óleo no FPSO Cidade de São Paulo, da Modec, a ser instalado no pré-sal.   Até mesmo a Petrobras sai perdendo. Mesmo com a carteira lotada de projetos – e aparentemente sem muitos recursos para investir em novos ativos –, a petroleira também precisa repor sua carteira de blocos, sob pena de ver sua área exploratória minguar, junto com o mapa brasileiro. “A Petrobras passou a ser sinônimo de grife e de que ‘eu estou certo’, mas essa postura acabará se revertendo em armadilha contra ela própria”, alerta uma executiva do setor.   É óbvio que a atual condição do mercado de exploração no Brasil é provisória. Em alguma hora terá de haver flexibilização. Mas a conta a ser paga pela incerteza está ficando muito alta. A principal dúvida hoje é quanto tempo mais será preciso para que a situação comece a ser revertida.   O promissor portfólio da Anadarko   A venda dos ativos da Anadarko no Brasil será concluída possivelmente entre o primeiro e o segundo trimestres deste ano – ou seja, seis anos depois de a petroleira independente estrear no Brasil. Ao longo de janeiro serão realizadas as últimas reuniões e visitações ao road-show, conduzido pelo board de Houston.   Considerado um dos melhores portfólios entre as companhias internacionais independentes, os ativos da Anadarko têm atraído brasileiros e estrangeiros. Motivadas pelo fato de a petroleira já ter confirmado descobertas de óleo nos prospectos de Wahoo, no bloco BM-C-30, e Itaúna, no BM-C-29, ambos sob sua operação, na Bacia de Campos, e também pressionadas pela falta de novas oportunidades de negócio no Brasil, muitas companhias se animaram a, pelo menos, dar uma espiada no road-show, inclusive as nacionais OGX, Barra Energia e YXC.   A carteira da Anadarko garantirá a seu comprador fôlego e atividade por desenvolver durante mais alguns anos, o que, no momento atual, é visto como artigo de luxo. A continuidade será garantida pelos planos de avaliação de Wahoo e Itaúna, em curso desde o último trimestre de 2011. Contando o prazo firme e o contingente, a campanha em Wahoo tem pela frente quatro anos de trabalho. Em Itaúna, ainda restam três.   Além das duas áreas, com prospectos confirmados em zonas de pré e pós-sal, a carteira da petroleira americana inclui outros cinco blocos – o BM-C-32, em Campos, operado pela BP, onde já foi confirmada a existência de outro prospecto, batizado Itaipu, e quatro áreas no Espírito Santo, todas sob operação da Petrobras. As participações nos projetos variam de 20% a até 50%.   Como a intenção da Anadarko é vender o pacote completo, o mercado aposta que o valor da operação deverá ficar entre US$ 1,5 bilhão e US$ 3 bilhões. Ainda não se sabe se a intenção é vender a companhia no Brasil ou apenas seus ativos. Em seus seis anos no Brasil, a petroleira investiu cerca de US$ 500 milhões em suas campanhas exploratórias. Isso inclui aquisição e interpretação de dados sísmicos e a perfuração de sete poços exploratórios.   Possíveis candidatos   Entre os candidatos aos ativos da Anadarko figuram nomes como BP, que recentemente comprou o portfólio da Devon no Brasil, e Statoil, capitalizada pela venda de parte do campo de Peregrino aos chineses. Falando nos chineses, apesar de seu apetite nos últimos meses, especialistas e consultores acham pouco provável que façam propostas. A descrença é atribuída ao fato de as petroleiras chinesas não demonstrarem inclinação para se tornar operadoras. Há quem aposte que o mercado poderá ser surpreendido pela oferta de uma companhia ainda não instalada no Brasil, ou até mesmo pouco conhecida no país. De fato, há diversas petroleiras americanas, indianas e de outras nacionalidades que ainda não se arriscaram por aqui, mas que vez ou outra se aventuraram a comprar dados de blocos ofertados pela ANP no período em que o Brasil ainda circulava no calendário mundial de rodadas exploratórias.   Campanha em curso   Seja quem for o comprador, o novo dono dos ativos terá de colocar a mão no bolso não só pela aquisição como investindo na atividade. A campanha de avaliação da Anadarko prevê a perfuração de dois poços firmes em Wahoo e um poço firme em Itaúna.  No momento, a petroleira perfura um poço na área de Itaúna com a jack-up Offshore Mischief, da Seadrill. Até o fim de janeiro será perfurado um novo poço em Wahoo com a semissubmersível Blackford Dolphin, que no momento opera para a Sonangol. O dinheiro da venda dos ativos no Brasil será aplicado pela Anadarko em Moçambique, na Bacia de Rovuma, onde foram feitas descobertas significativas de gás.   Vale fora do E&P   A Vale estuda encerrar suas atividades de E&P no Brasil, colocando um ponto final em sua carteira de ativos, que envolve participações em 19 blocos exploratórios marítimos e terrestres. A estratégia está sendo discutida pela alta cúpula do grupo a sete chaves.   Apesar de a empresa não confirmar, a informação tem respaldo técnico e econômico, sobretudo num momento em que a Vale revê uma série de investimentos. O desejo da companhia ao entrar no segmento de E&P era fornecer energia a seus próprios projetos, o que não está acontecendo.   Sem encontrar resultados expressivos nem ter chances claras de aumentar sua carteira, a estratégia montada pela Vale em 2007 pode estar fazendo água. Também é provável que pese nessa decisão de rever a estratégia todo o imbróglio da Lei do Gás, que ainda depende de regulamentações e mantém indefinida a situação do autoprodutor.   Tendo como parceiros Petrobras, Shell, Repsol Sinopec, Ecopetrol, BP e Woodside, a Vale mantém atividades em bacias de fronteira e de alto potencial – Espírito Santo, Pará-Maranhão, Parnaíba e Santos. Ao todo, a carteira conta com 17 blocos marítimos e dois terrestres, com participações entre 10% e 40%.   O ingresso da Vale em E&P ocorreu através da compra da PGT, em 2008. Se confirmada a saída do grupo do segmento, o negócio promete agitar o setor, sobretudo as empresas com clara preferência pelo gás natural.   Desânimo toma conta de funcionários da ANP   Sem leilões desde 2008 e nem perspectiva de realizar novas rodadas, a ANP tem sofrido para tentar manter o ânimo de parte de seus funcionários. Embora o órgão regulador não confirme, técnicos das superintendências de Promoção de Licitações e de Definição de Blocos estariam querendo migrar para outras áreas diante da falta de horizonte para esses dois segmentos.   Pelos corredores da agência, o que se diz é que o interesse das pessoas em permanecer nessas áreas é cada vez menor. Até 2008, sobretudo na Superintendência de Promoção de Licitação, as vagas eram bastante disputadas, já que a área tinha grande projeção.   Além do desânimo no órgão regulador, teme-se que a redução da área sob exploração no Brasil possa afetar a experiência dos exploracionistas, tanto dentro quanto fora da Petrobras, já que até mesmo as novas empresas passaram entender melhor a geologia do país. “Podemos até desativar uma empresa de petróleo e ativar outras, mas o expertise não retorna. E isso é o cérebro doe Brasil”, atesta uma engenheira de reservatório.   Petrobras prevê 66 poços offshore   A exemplo do que ocorreu no ano passado, a campanha exploratória da Petrobras em 2012 continuará bastante focada nas áreas do pré-sal da Bacia de Santos. Dos 66 poços exploratórios previstos para o offshore pela petroleira, 18 serão feitos em Santos, a maioria deles direcionados a horizontes profundos, acima dos 6 mil m.   A campanha de Santos será direcionada sobretudo à delimitação das descobertas já realizadas. Três dos poços da bacia serão perfurados em áreas da cessão onerosa.   Além de Santos, o programa de trabalho da companhia projeta 16 poços em Campos; 11 no Espírito Santo; nove em Sergipe; dois em Jequitinhonha; três em Camamu-Almada; dois em Barreirinhas, três em Potiguar; um na Foz do Amazonas; e um no Ceará.   Em Sergipe, a atividade será voltada a blocos de águas rasas e profundas. No entanto, por conta da descoberta do prospecto de Barra, em 2009, a maior parte dos poços – seis – será perfurada em águas profundas.   Até dezembro passado, duas sondas de perfuração, o NS-9 e o NS-31, operavam na região. No início do ano, o navio-sonda DS Carolina iniciaria campanha. Assim, a expectativa é de que pelo menos três sondas fiquem operando na área, em regime de dedicação integral, durante o ano.   Além do DS Carolina, a área de Exploração da Petrobras aguardava a entrada em operação de outras três sondas de águas profundas no fim do ano passado, todas em fase de aceitação. Ao longo deste ano, outras 12 sondas serão incorporadas à atual frota da petroleira.   No onshore, ao contrário do que ocorreu em 2011, a Petrobras não prevê a perfuração de poços exploratórios em bacias de fronteira. As campanhas serão direcionadas a bacias maduras – Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo. Nas bacias de fronteira, o trabalho ficará limitado à aquisição de dados sísmicos e a campanhas de interpretação.   ANP estuda novo poço estratigráfico no pré-sal   A ANP estuda perfurar um novo poço estratigráfico de águas profundas no pré-sal ao longo de 2013. As análises serão feitas com base na avaliação dos dados sísmicos spec 3D coletados pela CGG Veritas em duas campanhas distintas: uma ao sul dos blocos BM-S-21 e BM-S-22, já finalizada, e outra na divisa das bacias de Santos e Campos, próximo à região do Alto de Cabo Frio, que está em curso. A decisão sobre o novo poço – o terceiro offshore do órgão regulador – será tomada no fim do segundo semestre.   A perfuração visa ampliar o conhecimento das bacias brasileiras, subsidiando o mercado de novas informações e ampliando o valor de venda de áreas que poderão vir a ser ofertadas no futuro. A medida integra o programa de trabalho do PAC, que previa a realização de dois poços estratigráficos firmes – executados em Franco e Libra – e dois contingentes. Se confirmada a demanda por um novo poço, a perfuração tende a ser executada mais uma vez pela Petrobras, a exemplo do que foi feito nas duas campanhas anteriores.   A aquisição sísmica da CGG Veritas no Alto de Cabo Frio mapeará uma área de cerca de 10 mil km² e está sendo executada pelo barco Oceanic Phoenix. Previsto para ser concluído em junho, o levantamento está sendo executado com tecnologia inédita no Brasil, de banda larga (BroadSeis), proporcionando melhor qualidade da imagem coletada.   O levantamento da chamada estação Sul do cluster foi concluído no início de 2011. Na ocasião, a CGG mapeou cerca de 18,6 mil km².   Campanha em terra   No onshore, os planos da ANP são perfurar quatro poços estratigráficos ao longo de 2012. A campanha para as bacias terrestres prevê a perfuração de um poço em São Luís, um em São Francisco e dois em Parecis. A primeira campanha deve ser direcionada à Bacia do São Francisco. Como a contratação de uma sonda no mercado spot seria mais cara, o mais provável é que a ANP adote a mesma estratégia utilizada nos poços marítimos, contratando a Petro-bras para executar a campanha.   Programa da agência projeta 188 poços em 2012   Para esse ano, o Programa Anual de Trabalho (PAT) e o Orçamento Anual de Trabalhos (OAT) elaborados pelas petroleiras com atividade exploratória no Brasil e encaminhados à ANP projeta a perfuração de um total de 188 poços, sendo 87 em áreas offshore e 101 em blocos terrestres.   O número deverá significar um crescimento em relação a 2011, já que até o início de dezembro haviam sido perfurados um total de 180 poços. Nos últimos dez anos, foram perfurados pela indústria 1.332 poços exploratórios pioneiros em toda a bacia sedimentar brasileira.   Os PATs e OATs projetam também a aquisição de sísmica exclusiva, sendo aproximadamente 15 mil km de dados 2D e outros 5 mil km2 de 3D. Além de pedidos de coleta de dados spec, no âmbito da ANP está previsto o mapeamento 2D nas bacias do Acre, com 1.017 km, Amazonas (1.514 km) e Parnaíba (2.00 km), dos quais os dois primeiros serão executados pela Georadar e o último pela Geokinetics.

FONTE: Revista Brasil Energia