Com o barril do petróleo na casa dos US$ 30, a Petrobras vive o dilema do destino que dará a quase 80% dos seus campos de produção de petróleo – reservas menores, de onde extrai entre mil e 16 mil barris por dia. Por questão de escala, essas áreas são mais afetadas pela queda da cotação e, em alguns casos, geram prejuízo. Devolvê-las à União, no entanto, pode custar bilhões, devido ao conjunto de obrigações contratuais junto aos órgão reguladores.
“O dilema da Petrobras está entre optar pelo custo de abandono dos campos ou pelo prejuízo. Em geral, para devolver uma área, as companhias juntam dinheiro no período em que o campo está dando lucro. Em uma situação de crise, como a atual, é mais difícil”, diz Rodrigo Vaz, diretor de Óleo e Gás para a América Latina da consultoria IHS.
A Petrobras tem hoje mais de 300 campos. Mas a maior parte da produção está concentrada em 82 deles, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP). Em 65 desses, ou seja, quase 80%, o volume de produção não chega a 20 mil barris por dia.
O resultado operacional da petroleira está concentrado em 20 campos, incluindo alguns de menor expressão, que juntos respondem por 90% do total de óleo produzido. Hoje, o principal campo produtor é o de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos. A maior parte da produção, porém, ainda é da Bacia de Campos, que já representou 78% do óleo produzido no país e hoje corresponde a 64%.
Vaz ressalta que a escolha por manter ou não uma área deve ser feita caso a caso, dependendo do custo de extração e da produtividade. “Mas tudo leva a crer que quanto menor a escala, menores os ganhos e maiores as perdas com a queda da cotação do petróleo”, afirma. No caso dos reservatórios em que a produção não chega a mil barris por dia, como em 28 campos da Petrobras, “é de se esperar que não sejam viáveis”, diz Vaz.
A estatal trabalha com custo de extração para áreas do pós-sal em cerca de US$ 24 por barril. Para o pré-sal, o valor seria próximo a US$ 8, sem considerar os investimentos em infraestrutura e logística. Segundo a empresa, em média os custos associados à produção em águas profundas se equilibram com o barril de óleo cotado entre US$ 35 e US$ 45, o que também despertou desconfiança no mercado sobre a viabilidade da produção. Hoje, após as últimas quedas, a cotação está em US$ 31.
Na última semana, em coletiva de imprensa, a diretora de Exploração e Produção (E&P), Solange Guedes, descartou rever projetos ou devolver áreas à ANP em razão das oscilações da cotação. Segundo ela, no “conjunto de oportunidades em diferentes estágios de produção”, a operação no pré-sal é competitiva. “Avaliar hoje, sem que o movimento tenha entrado numa estabilidade mínima, é bastante prematuro. A não ser que houvesse sinalização firme, não especulativa, de que a indústria de petróleo vai operar até 2040 com preços abaixo de US$ 25 por barril. Aí teríamos de rever projetos”, afirmou Solange.
Alternativas
Segundo analistas, petroleiras do porte da Petrobras tendem a se desfazer de áreas de menor porte, porque não condizem com seu perfil de atuação. “Campos menores tendem a ser repassados para companhias menores. Isso está ocorrendo no Mar do Norte. Dependendo do custo de produção de um campo, mesmo com o preço do barril baixo, pode interessar a outras empresas”, avalia o consultor John Forman, ex-diretor da ANP.
Maurício Canedo, da Fundação Getúlio Vargas (FGV), ressalta que a Petrobras, ao contrário das demais petroleiras, manteve essas áreas no seu portfólio por decisão estratégica. Em 2014, a companhia solicitou à ANP a renovação de mais de 260 concessões que vencem em 2025. Entre elas, as principais produtoras como Roncador, Marlim e Albacora, todas na Bacia de Campos, e áreas de baixa produção, como Ubaruna, com volume médio de 2 mil barris por dia. A renovação está em análise pela agência reguladora.
Para se desfazer das áreas onde a produção não é recompensada pelo atual preço do petróleo, a empresa tem três opções: suspender o contrato de concessão e devolver a área para a ANP - o que custaria bilhões de reais -, mantê-la ou vendê-la. A melhor alternativa, segundo Forman, é repassar a outras companhias para gerar receita e compensar investimentos.
Apesar da negativa da diretora de E&P, desde outubro circulam no mercado informações sobre a venda de áreas maduras e terrestres da Petrobras. O plano, que integraria a estratégia de vender até US$ 14,4 bilhões em ativos até o fim do ano, abarcaria a oferta de 180 campos maduros em Alagoas, Bahia, Rio Grande do Norte e Sergipe.
Procurada para falar sobre a viabilidade dos campos menores, a Petrobras informou que avalia de forma contínua a avaliação de sua carteira de projetos. “Os campos marginais, que por sua maturidade apresentam produções pequenas, têm infraestrutura instalada e seus investimentos foram realizados no passado”, afirmou a empresa em nota. “Processos de otimização têm sido regularmente aplicados de forma que a receita supere os custos operacionais, mantendo, dessa forma, a rentabilidade da produção.”
