O agressivo plano de desinvestimentos da Petrobras é acompanhado de perto e com muita atenção por todo mercado de óleo e gás nacional e internacional. Com a venda de 50% do parque de refino da companhia, ativos de gás natural e campos terrestre e offshore, a companhia pretende atingir entre US$ 20 bilhões e U$ 30 bilhões de arrecadação até 2021. Com isso, a empresa espera reduzir sua dívida e maximizar os recursos dos investidores focando nos ativos que geram mais valor – como os campos do pré-sal, por exemplo. Além de aumentar a liquidez da empresa, o plano de desinvestimentos visa fortalecer a gestão de portfólio, dar maior previsibilidade às decisões e gerar aumento de eficiência.
Para o mercado atento, os desinvestimentos significam a real quebra do monopólio do setor, a abertura de possibilidades reais de investimento para novos players entrantes dispostos a investir, e, a redução do endividamento da Petrobras: pagamento das parcelas de juros e amortização da dívida.
Sem dúvida, a entrada de novos players, tem sido o movimento mais aguardado desse processo, e os resultados dessa diversidade já são concretos e podem ser observados. A maioria dos ativos vendidos ou colocados à venda teriam pouca chance de crescer nas mãos da estatal, não por incapacidade técnica da empresa, mas por dificuldade financeira para lidar com um portfólio tão amplo, que somado ao pré-sal consome bilhões de dólares em recursos.
A depleção dos reservatórios de óleo e gás leva a redução da produção dos campos, exigindo novos poços produtores e técnicas de recuperação secundária e terciária. Aumentam-se os custos de produção, o que pode levar a um ponto de inviabilidade econômica. Muitos campos maduros e marginais da Petrobras estão próximos desta condição hoje, entretanto, podem ser ainda atrativos ao serem operados por empresas, mais enxutas, focadas especificamente neste tipo de operação.
De forma rápida, alguns desses players que merecem destaque a partir da aquisição de campos da Petrobras e alguns de seus planos:
- A PetroRio, por exemplo, é uma empresa independente de destaque no cenário nacional. A companhia tem conseguido manter a produção de Frade estável, reduzindo o declínio do campo, com a reabertura/ estimulação de poços e redução do BSW (teor de água e sedimentos). Adicionalmente, a companhia adquiriu 80% do campo de Tubarão Martelo e, em uma estratégia de otimização, criou um polo unindo o com o Campo de Polvo. A previsão é que o novo polo de produção esteja integrado em meados de 2021, quando a PetroRio aumentará a sua participação para 95% nos dois campos, tendo direito a esse mesmo percentual na produção de óleo. A aquisição gera sinergias significativas, reduções do lifting cost e extensão da vida econômica dos campos até 2035. A interligação simplificará o sistema de produção, criando um polo privado de produção na Bacia de Campos. Todos os poços produtores dos dois campos serão interligados (tieback) ao FPSO. A operação gera importantes sinergias com logística aérea, marítimas e terrestre e o descomissionamento do FPSO atualmente arrendado que opera no campo de Polvo.
- Já a Trident Energy adquiriu os Polo Pampo e Enchova com prorrogação por mais 22 anos de exploração junto à ANP – 2042 a 2048 – ganhou a estatal com a venda do ativo, bem como ganhou o Brasil com a extensão da vida útil e da produção dos campos.
- A Perenco, por sua vez, adquiriu o Polo Pargo no início de 2020, que inclui os campos de Pargo, Carapebas e Vermelho, manteve produção média de 3.500bpd de óleo nos primeiros cinco meses de 2020. Em 2019, a produção média da área tinha sido de 2.350bpd, segundo dados da ANP, houve então um incremento de 67% na produção até o momento (epbr, 2020).
É fato que, ao comparar a estatal com produtores independentes operando hoje no país percebem-se estruturas de custos bastante distintas. Assim, a venda dos campos onshore e de alguns campos maduros do offshore evita que haja o descomissionamento precoce das estruturas de produção, prolongando a vida útil destes ativos, levando ao alargamento da vida útil dos campos, gerando, adicionalmente, emprego, renda e atividade econômica. A extensão da vida útil dos campos, se apresenta como cost-effective, além de socialmente benéfica, pois garante maior nível de atividade econômica de um setor que remunera acima da média do país (FGV Energia, 2020).
Fica evidente que os movimentos em direção a um mercado mais aberto e competitivo no upstream nacional representa ganhos em diversas direções e magnitudes, oportunizando ganhos não só para as empresas envolvidas mas também para a sociedade brasileira em direção ao crescimento e desenvolvimento econômico.
Fernanda Delgado é professora e assessora estratégica na FGV Energia. Professora do Programa de Pós-Graduação da Escola de Comando e Estado Maior do Exército, via convênio com a FGV. Doutora em Planejamento Energético, Mestre em Tecnologia da Informação e dois livros publicados sobre Petropolítica.
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