O leilão realizado na quarta-feira, 13 de dezembro, pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Combustíveis (ANP) deu sequência ao movimento de exploração do pré-sal, iniciado há 15 anos, e marcou o mais recente passo do Brasil na busca para figurar como uma das potências no mundo do petróleo.
Com um convite em mãos para ingressar na Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Aliados (Opep+), o governo federal expandiu a capacidade produtora do País leiloando 193 blocos exploratórios, que preveem um investimento mínimo de mais de R$ 2 bilhões.
À parte do certame, porém, outros números e lances, já dados, apontam para um cenário em que o Brasil vai saltar da nona para a quarta posição no ranking de maiores produtores globais até 2029. Essa é a projeção de um estudo feito pela gestora Vinci Partners obtido com exclusividade pelo NeoFeed, que prevê outros ganhos a partir do novo status do País nesse mapa.
Nessa escalada, a Petrobras seguirá sendo o player dominante. Mas não estará mais sozinha. Outras multinacionais, como Shell, BP, Equinor e Cnooc, além das chamadas "junior oils" como Petroreconcavo e Prio, vão ganhar terreno e contribuir para que o Brasil dê esse salto, projetado para acontecer até o fim desta década.
“Em termos de produção, o Brasil tem o prato cheio até 2030”, diz Luiz Otávio Laydner, head de research e análise estratégica da Vinci, ao NeoFeed. “Estamos vivendo a última onda de um ciclo que começou na descoberta do pré-sal, no início dos anos 2022, e que, pela complexidade, levou tempo para se desenvolver.”
Com a visão de que esse pico seja atingido por volta de 2029 e 2030, a perspectiva é de que, nesse intervalo, o Brasil empate na quarta posição do ranking de produção global com o Canadá. E fique atrás apenas do Estados Unidos, da Arábia Saudita e da Rússia.
Em números, o saldo dessa projeção, a partir de dados da ANP e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), aponta para que a produção brasileira saia do volume atual de 3,5 milhões de barris por dia para 5,4 milhões de barris diários em 2029.
Nessa equação, a Petrobras, que responde atualmente por aproximadamente 3 milhões de barris produzidos diariamente, ficaria com dois terços da produção ao fim desse período, a operadora da maioria dos campos no Brasil, especialmente no pré-sal.
Segundo Laydner, a manutenção desse domínio se explica pelos aportes em pesquisa da companhia ao longo dos anos. A estatal liderou as prospecções no pré-sal e foi uma das principais responsáveis pela descoberta de petróleo nessa camada no fundo do oceano, que tem cerca de 800 quilômetros de extensão e 200 quilômetros de largura, do litoral do Espírito Santo até a costa de Santa Catarina.
“Em um primeiro momento, após a Lei do Petróleo, em 1997, e a quebra do monopólio, houve um frenesi muito grande com as multinacionais tendo acesso ao mercado”, diz Laydner. “Mas, no fim das contas, a competência e o conhecimento das bacias brasileiras por parte da Petrobras prevaleceram.”
O que não significa que, na redefinição desse contexto, outros players vindos de fora do País não tenham conquistado sua fatia. Desde então, muitas dessas companhias passaram a ter participação no País, sendo responsáveis atualmente por uma produção média de 700 mil barris diários.
Agora, nesse novo cenário, o terço restante da produção ficará pulverizado entre as demais empresas com operações no pré-sal. Boa parte delas, atuando como parceiros da Petrobras em consórcios, embora alguns estejam à frente de concessões, como é o caso do Campo de Peregrino, na Bacia de Campos, operado pela Equinor.
A Shell, por sua vez, tem participação em 68 contratos de óleo e gás no Brasil desde o fim do monopólio estatal, estando à frente do Parque de Conchas, na Bacia de Campos. E, no leilão da quarta-feira, arrematou 29 blocos na Bacia de Pelotas.
Já a francesa TotalEnergies tem participação em 11 licenças, quatro delas operadas pela empresa, localizadas majoritariamente em águas profundas e no pré-sal das bacias de Santos e Campos. As empresas não informam suas produções no País.
Além de ajudarem a tornar o Brasil um grande produtor global de petróleo, essas companhias serão fundamentais para o País se transformar num forte exportador da commodity. A maior parte da produção da Petrobras é voltada para o mercado interno, com mais de 90% do petróleo utilizado pelas refinarias sendo de origem nacional. Apenas o excedente tem com destino o exterior.
“Isso força as outras companhias a exportarem”, afirma o head de research da Vinci. “O share dessas empresas na exportação é muito forte, embora a Petrobras também exporte, algo em torno de 300 mil barris por dia, porque as refinarias brasileiras compram a maior parte do petróleo da Petrobras.”
No topo da balança?
Não é apenas no ranking global que o petróleo made in Brazil deve galgar posições. De carona no aumento da produção local, a expectativa é de que a commodity também ganhe tração na balança comercial brasileira. Com fôlego, inclusive, para chegar ao topo do pódio das exportações.
A Vinci projeta que, em seis anos, as exportações nesse campo saiam do patamar atual de US$ 56 bilhões para cerca de US$ 100 bilhões. Com esse salto, o petróleo estaria no mesmo passo que a soma das commodities do agronegócio, o setor que costuma figurar, com sobras, na dianteira dessa relação.
“Até 2029, o petróleo pode ter o mesmo peso que a agricultura na balança comercial”, diz José Carlos Carvalho, sócio responsável pela área de macroeconomia da Vinci. Ele crava outra previsão, no curto prazo, a partir dos efeitos do El Niño, em especial, nas próximas safras de soja e de milho, pelo fato do fenômeno resultar em excesso de chuvas sobre as principais regiões produtoras do País.
“Isoladamente, em 2024, o principal item já vai ser o petróleo”, afirma. Ele ressalta que essa perspectiva favorável para o segmento leva em conta um cenário no qual o preço do produto se mantenha nos níveis atuais. E ainda há espaço para que esse contexto seja turbinado.
“Quando não exportava ou exportava pouco, o Brasil sofria, por exemplo, com uma guerra no Golfo Pérsico, porque era importador líquido de petróleo”, observa. “Agora não. Se, por qualquer motivo, o preço disparar para US$ 150, o País será beneficiado.”
Segundo projeções da agência de classificação Fitch Ratings, o contrato do petróleo do tipo Brent deve ficar em torno de US$ 80 o barril em 2024 e US$ 70 em 2025.
Ainda sob o viés macroeconômico, os possíveis efeitos a partir desse contexto se estendem a outras camadas. Na avaliação de Carvalho, a escalada em curso do petróleo será o combustível para reforçar mais uma tendência já em curso.
“Com esse caminhão de exportação vindo aí, a oferta de dólar no mercado brasileiro só vai aumentar. Então, no médio prazo, o real tende a apreciar ainda mais”, afirma. “E isso é algo muito poderoso, pois ajuda a manter a inflação sob controle e eu não preciso de juros tão elevados para cumprir esse papel.”
Há mais elementos embarcados nessa equação, com origem nos leilões do pré-sal, em regime de partilha, em 2013. Na época, como frisa o sócio da Vinci, alvos de muitas críticas sob a alegação de o modelo não explorar o potencial total de arrecadação das áreas envolvidas.
“Agora, porém, vem a parte boa. Porque, dez anos depois, esses poços estão entrando em produção. E o Tesouro Nacional vai ter parte dessa produção”, diz Carvalho. Ele recorre a dados da Pré-Sal Petróleo (PPSA), estatal que gerencia a atuação do governo nessa esfera, para traduzir o resultado dessa conta.
A PPSA projeta uma receita de US$ 157 bilhões até 2032 com a comercialização da parte que lhe cabe do petróleo nesses ativos. A equação que vai reforçar os cofres da União nesse intervalo inclui ainda US$ 100 bilhões em royalties e US$ 87 bilhões em impostos recolhidos juntos às empresas produtoras.
“É muito dinheiro”, destaca Carvalho. “E é preciso chamar a atenção para essa questão e começar a discutir seriamente como esse montante vai ser gasto, porque haverá uma onda gigantesca de recursos.”
O desafio das novas fronteiras
Mas se o “prato” do petróleo brasileiro tem tudo para estar bem abastecido e alimentar a balança comercial brasileira, essa mesma agenda guarda o desafio de o País encontrar um novo cardápio para seguir sustentando sua posição entre os principais mercados produtores da commodity.
“A curva de produção do petróleo é como uma pessoa: ela nasce, cresce, estabiliza e começa a declinar”, diz Adriano Pires, sócio-fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE). “O pré-sal deve alcançar seu pico perto de 2030 e será preciso encontrar novas fronteiras para explorar.”
Ele ressalta que, dado o ciclo, em média, de cinco a seis anos da descoberta ao início do desenvolvimento da produção do petróleo, essa busca tem urgência. E ganha contornos ainda mais críticos com a transição energética e a provável perda de espaço do petróleo na matriz energética.
Para endereçar a demanda pela exploração de novas fronteiras, Pires cita a Margem Equatorial, localizada no norte do Brasil, entre os estados do Amapá e Rio Grande do Norte, como uma das principais opções na mesa. Mas faz uma ressalva nesse calendário do País no setor.
“O que eu temo é essa volta da política de investimentos da Petrobras, a partir dessa nova gestão, de olhar para muitas frentes”, frisa Pires. “Isso pode tirar foco e recursos da exploração e produção. E pode comprometer o cumprimento dessa meta de chegar a mais de 5 milhões de barris em 2029.”
Uma terceira camada
Se a mudança de patamar do Brasil no mercado global de petróleo nos próximos anos e essa injeção de recursos serão puxadas pela Petrobras e outras grandes multinacionais, as chamadas junior oils, como Petroreconcavo, Prio, 3R Petroleum e Enauta, devem trazer a sua parcela de contribuição, ainda que em escala bem menor.
Estas empresas, que passaram a chamar a atenção do mercado a partir de 2015, quando a Petrobras começou a desinvestir de uma série de ativos terrestres já maduros para se concentrar no pré-sal, devem ter uma forte expansão de produção nos próximos seis anos.
Cálculos da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) apontam que, até 2029, a produção desse grupo deve passar dos atuais 150 mil barris por dia para 500 mil, com a revitalização de campos onshore e offshore vendidos pela Petrobras.
“As independentes podem responder por 10% da produção total do País nos próximos dez anos”, diz Márcio Félix, presidente da ABPIP e ex-secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia.
Ele destaca que os investimentos dessas companhias ajudaram a revitalizar as atividades terrestres. Hoje, o mercado onshore representa 6% da produção total de petróleo e gás do País, com as operadoras independentes responsáveis pelo aumento de cerca de 30% da produção em terra entre 2016 e 2022. “Sendo que isso já foi zero há poucos anos”, diz Félix.
Dentre as junior oils que vem investindo para expandir a produção onshore em campos maduros está a Petroreconcavo, que conta atualmente com um total de 60 concessões, na Bahia e no Rio Grande do Norte, sendo operadora de 58 campos.
Os últimos dados mostram que a produção da empresa está na casa dos 27 mil barris de óleo equivalente por dia e o relatório de reservas aponta para a possibilidade de a companhia chegar a 40 mil barris de óleo equivalente por dia em 2026.
Para atingir esse nível, a companhia vem apostando em medidas para aumentar o chamado fator de recuperação das reservas, para buscar um segundo pico de produção, depois do ganho obtido na fase inicial de desenvolvimento.
Um exemplo é o que está sendo feito no Polo Remanso, localizado na Bahia em que opera há 20 anos. Lá, a empresa tem projetos de recuperação secundária, fazendo reinjeção de água que vem da exploração dos reservatórios em pontos estratégicos, repressurizando o reservatório para extrair o petróleo remanescente.
“Técnicas como essa permitem novos picos de produção e sustentar a produção por um período maior”, diz Marcelo Cruvinel, gerente de relações com investidores na PetroReconcavo. A empresa também aposta em M&As. Em dezembro de 2022, a Petroreconcavo pagou quase R$ 1 bilhão pelos ativos da Maha Energy no Brasil.
Em setembro desse ano, porém, outra operação, a aquisição do Polo Bahia Terra, em conjunto com a Eneva, acabou cancelada pela Petrobras, em meio à nova diretriz da estatal sob a gestão de Jean Paul Prates, de voltar a investir em segmentos além de exploração e produção offshore.
Para Adriano Pires, esse tipo de recuo da Petrobras representa um retrocesso no desenvolvimento do segmento de junior oils, prejudicando a trajetória de crescimento do setor.
“Quando você coloca uma área onshore, e até em águas rasas, nas mãos de uma dessas empresas, ajuda ainda mais o País a chegar a uma produção de 5 milhões de barris ou até surpreender”, diz. “Mas essa política de suspender a venda de ativos vai penalizar muito as júnior oils daqui para frente.”
