Novos poços do pré-sal frustram expectativas, diz consultoria

Fonte: Valor Online

Depois de desembolsarem R$ 42 bilhões na compra de áreas de exploração desde 2017, as petroleiras começaram a perfurar no pré-sal, em busca de descobertas de óleo e gás nos ativos adquiridos nos ultimos leilões. As primeiras tentativas, porém, frustraram as altas expectativas que giram em torno de uma das regiões mais cobiçadas do mundo pelas multinacionais. Um relatório da consultoria internacional Wood Mackenzie destaca que Petrobras e Shell encontraram indícios de óleo e gás em seus poços, mas nada economicamente atrativo por ora. Os resultados, no entanto, não desanimam. A expectativa é que as empresas pisem no acelerador nos investimentos a partir deste ano.

A Wood Mackenzie reportou este mês que os dois primeiros poços perfurados em áreas da 3ª Rodada de partilha (o primeiro leilão de novas áreas exploratórias do pré-sal) decepcionaram. Os poços da disputada rodada de 2017 até agora não conseguiram produzir uma descoberta viável. As indicações são de que tanto Peroba  quanto Alto de Cabo Frio Oeste foram não-econômicos, afirmou a consultoria.

Não quer dizer necessariamente que os poços são secos, sem volumes de óleo e gás. Duas fontes confirmaram ao Valor, contudo, que os indícios encontrados não corresponderam às expectativas, geralmente elevadas, do pré-sal.

As empresas não confirmam a informação. A Shell diz que o resultado de Alto de Cabo Frio Oeste ainda está sendo consolidado e que, a partir das conclusões da campanha de exploração, definirá os próximos passos. A Petrobras afirma que identificou em Peroba gás com teor de CO2 e que o consórcio prossegue com a avaliação da área.

O geólogo e ex-consultor sênior da Petrobras, Pedro Zalán, da ZAG Consultoria, explica que a presença de CO2 é comum no pré-sal e que projetos como Mero (Libra) já demonstraram ser viáveis mesmo com dióxido de carbono. A questão de Peroba está, no entanto, na concentração do fluido. O Valor apurou que, embora tenha detectado indícios de gás natural na área, o principal fluido encontrado foi o gás carbônico, em teores elevados que podem comprometer a viabilidade do ativo.

A presença de CO2 numa descoberta não quer dizer, necessariamente, que a área não possa ser economicamente viável. Mas certamente a presença de gás carbônico traz desafios. O CO2, junto com a água, forma um ácido corrosivo que demanda aços especiais. Isso traz mais custos. Além disso, o CO2 não pode ser jogado na atmosfera, tem de ser reinjetado, exigindo novas linhas de injeção. Tem custo envolvido nisso também.

Zalán cita, como exemplo, Júpiter, que até hoje, dez anos depois de descoberto pela Petrobras no pré-sal, não produziu, em função dos desafios associados ao CO2. O consultor destaca, no entanto, que os resultados de Peroba não devem desanimar as empresas.

Embora as grandes petroleiras internacionais tenham feito dezenas de aquisições no país, a Petrobras deve manter o protagonismo nas atividades de exploração no curto prazo. A estatal promete oito perfurações no pré-sal neste ano – em 2019, ela fez perfurações offshore em quatro áreas: Uirapuru e Peroba (pré-sal) e dois poços em BM-SEAL-4 (Sergipe-Algoas).

Depois de anos retraída devido a sua crise financeira, a Petrobras recompôs o seu portfólio nos últimos leilões e se prepara para aumentar as atividades de exploração. Entre 2020 e 2024, a meta é investir a média de US$ 2,3 bilhões ao ano – mais do que o triplo da média de aportes dos últimos quatro anos. Vamos investir quase US$ 12 bilhões em exploração, então temos muitos poços a serem explorados em 2020 e nos próximos anos, disse em dezembro o diretor de exploração e produção, Carlos Alberto Pereira de Oliveira.

Shell e Equinor são outras empresas que já se movimentaram e deram prioridade aos investimentos em Norte de Carcará e Sul de Gato do Mato, arrematados na 2ª Rodada de partilha, em 2017, mas que não são bem áreas novas, e sim extensões de descobertas conhecidas. Agora, as duas pretendem partir para áreas ainda inexploradas. A Shell, por exemplo, tem planos de perfurar neste ano Saturno, da 5ª Rodada de partilha, de 2018.

Já a BP espera começar sua primeira campanha no pré-sal como operadora entre 2021 e 2022. A Exxon Mobil, principal protagonista dos leilões entre as multinacionais, informou no ano passado que faria ao menos cinco perfurações entre 2019 e 2020, incluindo Uirapuru e Norte de Carcará, onde é sócia minoritária.

A campanha da Petrobras em Uirapuru, aliás, é o principal foco de atenção do mercado neste momento, segundo o chefe de pesquisa na área de exploração e produção da Wood Mackenzie na América Latina, Marcelo de Assis. O resultado dos próximos poços vai ditar o interesse das empresas nos leilões que virão, disse.

Este ano, o governo espera realizar a 17ª Rodada de concessões. A expectativa é que a 7ª Rodada de partilha e o leilão dos excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu, no pré-sal, fiquem para 2021.

Para a Wood Mackenzie, o interesse na 17ª Rodada será medido pelos resultados dos próximos poços e pela exploração na Margem Equatorial, próxima às descobertas da Guiana e Suriname. Sete anos após comprarem áreas na região, na 11ª Rodada, as petroleiras enfrentam problemas no licenciamento e não há sinalização sobre o que será feito com os ativos, caso elas não cumpram os compromissos assumidos.

O risco é vermos os blocos serem devolvidos sem um poço perfurado. A 17ª Rodada ofertará áreas na Margem Equatorial, mas quão atrativa vão ser as áreas, se não houver atrativo para essa nova fronteira, como bônus de assinatura e alíquotas de royalties menores?, questiona a analista Maria Julia Fadul, da Wood Mackenzie.

A consultoria estima que as petroleiras investirão entre US$ 25 bilhões e US$ 30 bilhões em exploração no mundo em 2020, em linha com 2019. A perspectiva é que o Brasil continue a ver níveis crescentes de perfurações. A Wood Mackenzie destaca, porém, que a exploração enfrenta a pressão crescente da transição energética. Em meio à incerteza quanto ao futuro da indústria de óleo e gás, no contexto da descarbonização da economia, as petroleiras privadas enfrentam dúvidas quanto à necessidade de investir em exploração. Assim, elas buscarão áreas com baixos custos por barril e margens mais altas, contexto em que o pré-sal atrai multinacionais.