Era para ser um marco da presença da British Petroleum (BP) no Brasil, após vários anos de reveses num dos principais mercados mundiais de extração de óleo cru em plataformas marítimas.
Mas o período de bonança ainda não chegou, dois anos depois de a companhia com base em Londres ter se associado à Petrobras e a uma subsidiária da China National Petroleum (CNPC) no consórcio que ganhou o direito de explorar o campo de Peroba, a 300 km da costa do Rio de Janeiro. Relatório divulgado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) mostra que o consórcio ainda não encontrou o tipo de hidrocarboneto que pode dar lucro.
O primeiro poço, que geralmente custa entre US$ 90 milhões a US$ 150 milhões para ser perfurado, encontrou apenas dióxido de carbono e gás natural, segundo a ANP. Jazidas que produzem apenas gás não são viáveis nas águas profundas do litoral brasileiro devido ao elevado custo para canalizar o produto até o continente. Isso significa que o campo de Peroba provavelmente não vai entregar bons resultados, a não ser que novas explorações levem a uma grande descoberta.
A assessoria de imprensa da ANP confirmou as informações e disse que é normal encontrar grandes acúmulos de dióxido de carbono em regiões do pré-sal. Nem a BP nem a CNPC quiseram comentar sobre o campo de Peroba. A Petrobras informou que os resultados ainda estão sendo analisados pelo consórcio.
Segundo a Petrobras, as companhias continuam a estudar o potencial do campo de Peroba, após terem concluído a exploração mínima a que equivale a perfuração do primeiro poço. A empresa não quis comentar sobre planos para aproveitar o gás natural na região.
Não é o gás que interessa
“O pré-sal é bom, mas não é um mar de petróleo; ainda há vários riscos”, comentou Marcelo de Assis, chefe de pesquisas para a América Latina da Mackenzie Ltda. “O gás natural do pré-sal é algo que não funciona. Todo o empreendimento tem como foco o petróleo”.
A Petrobras, que é quem opera as ações do consórcio, tem vários projetos avançados para manter-se ocupada. Um campo gigantesco de gás natural, descoberto em 2008 na mesma região de águas profundas, ainda não foi explorado.
Segundo Marcelo de Assis, a intensa competição por blocos recentes do pré-sal indica que é preciso ter uma reserva de 2 a 3 bilhões de barris para que a exploração seja economicamente viável. Para descobertas menores, os operadores precisam renegociar os termos do contrato ou devolver os campos à agência reguladora.
Apesar de estar investindo no Brasil desde que a Petrobras perdeu seu monopólio, na virada do século, os esforços da BP até agora não frutificaram como os de suas concorrentes europeias, a Royal Dutch Shell e a Equinor ASA, que tiraram proveito dos preços baixos do petróleo nos últimos anos para comprar campos do pré-sal com jazidas já confirmadas.
As perfurações da BP em águas profundas brasileiras, iniciadas em 2000, não encontraram nada na região da bacia amazônica. Em 2011 a companhia comprou as jazidas da Devon Energy Corporation por US$ 3,2 bilhões. Acabou vendendo o único campo produtivo em 2013 por US$ 135 milhões e investiu outros US$ 2,2 bilhões na aquisição do direito de explorar novos campos brasileiros, entre 2013 e 2016. Nenhum dos projetos adquiridos da Devon entrou em produção, até agora.
Ainda assim, a BP tem muitas possibilidades no Brasil. Em julho, a ANP aprovou um plano de exploração para o campo Pau Brasil, adquirido em 2018. A BP também tem participação em 25 blocos petrolíferos e opera outros 6, de acordo com sua página na internet. E o Brasil tem mais três leilões de pré-sal programados para este ano, com reservas petrolíferas já comprovadas. BP está entre as 14 empresas registradas a participar do certame, segundo dados oficiais da ANP.
O diretor-executivo da BP, Bob Dudley, tem se mostrado cauteloso sobre a possibilidade de investir em novos leilões no Brasil. “É preciso ter cuidado”, diz ele, para não pagar um preço muito alto. “Dessa vez teremos que estar com o lápis bem afiado”, afirmou.
O comentário de Dudley marca uma mudança estratégica no comportamento da empresa. Em vez de seguir como nos tempos antigos, despejando dólares na mais recente aposta petrolífera, a companhia tem reduzido os gastos. Um dos maiores achados de petróleo da última década foi resultado de sondagens sísmicas da BP num campo de petróleo descoberto em 1999 por meio de um supercomputador. Segundo fontes ligadas à empresa, foi um processo muito mais barato do que a perfuração de poços.
A companhia também mudou o foco para projetos com maior valor agregado, que sejam mais baratos de empreender e que deixem menor pegada de carbono. Desde 2017, segundo executivos da empresa, a demanda para diminuir custos e reduzir a emissão de carbono decretou que várias de suas jazidas deverão permanecer para sempre inexploradas.
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