Queda no preço gera desafio maior às pequenas e médias petroleiras
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Fonte: Valor Econômico
A crise do preço do petróleo, agravada pela queda da demanda devido à pandemia do novo coronavírus, obriga grandes petroleiras a reduzirem custos, cortarem investimentos e concentrarem esforços em ativos mais rentáveis. O cenário, porém, é mais complexo para pequenos e médios produtores, que, em geral, possuem menos oportunidades de redução de custos e aumento de produtividade.
Entre as grandes, por exemplo, a Petrobras determinou o corte de US$ 2 bilhões em gastos operacionais e a redução de 30% dos investimentos previstos para este ano, totalizando agora US$ 8,5 bilhões. E, desde o início deste mês, ela ampliou o corte de produção de petróleo para 200 mil barris diários.
Apenas para efeito de comparação o volume equivale a quase dez vezes a produção somada das empresas Enauta, PetroRio e Dommo Energia (antiga OGX), petroleiras de menor porte com ações negociadas na B3, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Conta a favor delas ter uma estrutura mais enxuta e mais agilidade para se adaptar a novos cenários. O problema, porém, além da falta de escala, é o tipo de ativo que elas administram. A Petrobras, por exemplo, pode focar neste momento no pré-sal, onde alguns poços chegam a produzir 40 mil barris diários e o custo de extração médio é de apenas US$ 5,6 o barril.
“O problema não é necessariamente o tamanho da empresa, mas o perfil dos campos que ela tem no seu portfólio”, diz José de Sá, especialista em petróleo e diretor da consultoria Bain & Company no Rio. “Se é uma empresa que tem campos maduros offshore [áreas em alto-mar que já atingiram o pico de produção] você tem que se preocupar porque eles estão entre os de maior custo”.
Com produção de gás no campo de Manati, na Bahia, e de óleo, no campo de Atlanta, na Bacia de Santos, a Enauta adotou medidas para manter a liquidez e reduzir custos. Segundo a empresa, em comunicado ao mercado, a volatilidade do Brent será em parte mitigada por um hedge contratado previamente, com opções de venda a uma média de US$ 57 por barril, equivalente a 35% e 16% da produção esperada para o primeiro e segundo semestres, respectivamente.
Em outra frente, a empresa, que está em fase inicial de contratação do sistema definitivo de produção no campo de Atlanta, já vai adequar o projeto ao novo cenário de Brent, para tentar torna-lo resiliente a cotações mais baixas.
A petroleira diz possuir mais de R$ 1,5 bilhão em caixa líquido e entende estar bem posicionada. Por isso, ela pretende manter o plano de investimentos.
A PetroRio, por sua vez, revisou o plano de negócios e decidiu adiar investimentos e reduzir gastos operacionais. Nesse sentido, ela desmobilizou a terceira fase da revitalização do campo de Polvo, na Bacia de Campos. Em comunicado, ela informou ter realizado em janeiro hedge para 100% de sua produção no primeiro trimestre e de 50% no segundo trimestre, com piso de US$ 65 por barril.
O quadro, porém, é mais delicado para pequenas petroleiras que operam em campos terrestres. Segundo Marcelo Magalhães, vice-presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), a Petrobras, compradora única dessa produção, aplica desconto no preço desse óleo, o que afeta ainda mais a viabilidade financeira do negócio.
A entidade enviou ofício ao Ministério de Minas e Energia com propostas para socorrer os pequenos produtores. Entre elas, estão a aplicação de royalties sobre o valor faturado pela Petrobras, em vez de ser sobre o preço de referência, e a redução temporária da alíquota de royalties.
“Esses dois aspectos, no mínimo, são fundamentais para garantir a sobrevivência da nossa atividade”, disse Magalhães, ao Valor.
Em transmissão pela internet, feita pelo “político epbr”, agência de notícias de política energética, na última semana, o secretário-executivo adjunto da pasta, Bruno Eustáquio, disse que estão em estudo medidas para o setor. “Estamos avaliando impactos de flexibilização dos percentuais de royalties para campos marginais e de acumulação marginal, por exemplo, à luz do que é praticado hoje”.