Os campos da Potiguar E&P no Rio Grande do Norte têm o potencial entregar cerca de 300 mil m³/dia de gás natural, segundo o presidente da empresa Marcelo Magalhães. “Isso é mais do que o consumo atual do estado”, afirma em entrevista transmitida ao vivo pela epbr.
O mercado de distribuição do Rio Grande do Norte está em cerca de 200 mil m³/dia este ano e atingiu 318 mil m³/dia em 2018, maior demanda em anos recentes.
Segundo Magalhães, como os campos estão integrados à malha existente da Petrobras, falta acesso à infraestrutura para negociar o gás natural diretamente com a distribuidora do estado, a Potigás. As empresas já têm um memorando de entendimento prevendo um futuro contrato de comercialização.
“Preciso de acesso ao gasoduto de produção [da Petrobras], que leva da minha instalação até a UPGN e, depois, que ela preste o serviço [de processamento] com a UPGN”, explica.
O acesso às UPGNs está previsto no acordo firmado entre Petrobras e Cade para abertura do mercado de gás. Recentemente, a Petroleira apresentou sua proposta de contrato para esse tipo de serviço, mas há alguns obstáculos, até mesmo tributários para esse tipo de operação, ainda inédita no Brasil.
A partir da UPGN, o gás precisa ser transportado pela malha da TAG, comprada em 2019 pela Engie e pelo fundo CDPQ.
“Eu tenho condições de fornecer gás para Potigás (…) Poderíamos estar hoje provendo gás para o Rio Grande do Norte com um desconto considerável”, afirma.
A empresa faz parte do mesmo grupo que opera na Bahia, por meio da PetroReconcavo e comprou no fim do ano passado o Polo Riacho da Forquilha, na Bacia Potiguar.
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Petrobras precisa rever descontos aplicados na compra do óleo
A compra do Polo Riacho da Forquilha pela Potiguar E&P ocorreu mais de quatro anos após o lançamento do antigo projeto Topázio, pela Petrobras – início de um programa sistemático de venda de ativos em terra.
Marcelo Magalhães avalia que os descontos aplicados pela Petrobras na compra do óleo produzido pelos operadores independes está entre os principais obstáculos, tanto para a realização de novos negócios, como expansão das operações em terra.
“Quando a Petrobras fala em um processo de desinvestimento massivo, em terra e águas rasas, ela tem que rever esse desconto, que é fora do padrão de mercado. É quase como se a Petrobras, depois de passar 40, 50 anos operando esses campos, vendesse e quisesse continuar sendo sócia”, afirma.
A ABPIP, que representa pequenos e médios produtores, busca uma audiência com Roberto Castello Branco, presidente da Petrobras, para tratar do assunto.
Marcelo Magalhães acredita que a venda das refinarias pode ser positiva para o onshore, mas como serão mantidas posições de controle regional do mercado, é preciso ter uma regulamentação “de transição” sobre as políticas de compra de óleo das refinarias, enquanto não houver concorrência na demanda, por múltiplos clientes.
“Tinha que ter alguma regulação em relação aos campos maduros. Digamos que alguém compre a RLAM e diga ‘eu não vou comprar o óleo do operador A, do campo B’. Vai fazer o que? Vai parar o campo? Parar de pagar royalties?”, questiona.
O executivo diz ser contra uma intervenção do Estado nos negócios, mas defende que o mercado brasileiro de downstream está em um processo transitório e não tem a mesma abertura de outros mais consolidados, com infraestrutura, como os da América do Norte.
Pandemia adia investimentos
A estratégia das empresas é priorizar a operação com os próprios funcionários e equipamentos, perfil construído ao longo de 20 anos de operação para ter maior controle de custos e ganhos de eficiência em um mercado majoritariamente voltado para atendimento de demandas da Petrobras.
“O mercado brasileiro é complicado para isso [terceirização]. Teve durante muito tempo esse comprador monopsônico, a Petrobras, e isso gera uma série de distorções de custo”, diz.
A pandemia e a queda nos preços do petróleo forçaram o grupo a revisar o plano de investimentos. A previsão original era realizar 190 intervenções em poços de produção (work-over) em 2020, mas Marcelo Magalhães estima que será possível realizar entre 50% a 60% desses investimentos.
“Tudo isso depende de preço, estamos vendo aí um entra e sai dos lockdowns em vários lugares do mundo, isso impacta diretamente o ritmo da economia”, ressalta.
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O patamar atual de preços de óleo, em torno de US$ 42 por barril considerando o preço de referência do Brent deu uma folga nas operações da companhia, mas “está longe de justificar investimentos mais robustos”.
“Estamos em um momento de muita volatilidade. O planejamento no momento é quase que de curto prazo, faz parte das características da empresa – esse ano, estou fazendo um orçamento a cada três meses, para se ter uma ideia”, explica.
No Rio Grande do Norte, a Potiguar E&P opera em uma das regiões mais atingidas pela covid-19. Mossoró registra 1.233 casos confirmados e 48,4 óbitos por 100 mil habitantes, superiores às taxas nacionais e do próprio estado, de acordo com dados da plataforma colaborativa Brasil.io.
“Para ser uma ideia, quase 60% do meu pessoal da operação potiguar já teve e se curou da doença e eu não tenho nenhum caso grave da doença”, diz.
A companhia adotou protocolos similares ao de embarques offshore, com quarentena e testagem dos trabalhadores na entrada e saída das unidades, além do trabalho remoto e da distribuição de EPIs.
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