O ano de 2017 para o Setor Brasileiro de O&G e as...

O ano de 2017 para o Setor Brasileiro de O&G e as Perspectivas para 2018

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Por Luiz Ehlers (EnergyWay)

Depois de um 2016 bastante complicado com níveis baixos de preço do petróleo e uma intensa desaceleração dos investimentos e atividades exploratórias, 2017 trouxe novos horizontes.

2017 foi um ano cheio de expectativas e definições essenciais para a recuperação do setor. Embora ainda a crise no setor esteja em níveis preocupantes, muitas medidas para um futuro melhor foram tomadas e as expectativas são, em linhas gerais, otimistas.


O PREÇO DO PETRÓLEO

Depois de níveis baixíssimos em 2016, onde a cotação do WTI chegou a valores próximos de US$ 30/ barril. Em 2017, no entanto, não houve quedas tão bruscas, deixando o preço em torno dos US$ 50/ barril, tornando aceitáveis as perspectivas de várias instituições que preveem valores em torno de US$ 60-70/ barril para os próximos anos.

A Petrobras, inclusive, em seu Plano de Negócios 2018-2022 considera um valor médio de preço de petróleo de US$ 53/barril em 2018, podendo atingir em 2022 a cotação de US$ 73/ barril. Cada vez mais, um cenário de US$ 150 / barril se mostra menos provável.


O AUMENTO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E O PRÉ-SAL NO BRASIL

Mesmo diante de uma realidade de preços moderados de petróleo, a produção no Brasil em 2017 manteve os níveis crescentes de 2016. A produção de petróleo em 2017 registrou cerca de 2,6 milhões de barris diários (bd), sendo a metade vinda dos campos do Pré-Sal: Lula, Sapinhoá e o mais novo deles Lapa.

Em 2017, inclusive, as duas fontes principais de produção no Brasil (Pré-Sal e Pós-Sal) se encontraram em volumes, mas com comportamentos opostos, ou seja, enquanto é observado um crescimento recorde no Pré-Sal, a produção dos campos do Pós-Sal declina. A produção em terra se mantém nos mesmo níveis dos últimos anos, embora existam medidas como o programa REATE para um aumento desses volumes.

O campo Lula se consolidou como o maior campo produtor do Brasil desde 2015 com níveis elevados e crescentes de produção. Apenas ele é responsável por cerca de 800 mil bd derivados exclusivamente da camada Pré-Sal. Vindo da mesma concessão de Sapinhoá (BM-S-9), Lapa iniciou sua produção no final de 2016 e manteve um ritmo crescente em 2017 atingindo picos em torno de 50 mil bd. O campo inclusive acabou sendo vendido à Total, que se tornou a primeira operadora não Petrobras dos campos do Pré-sal com produção.

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O DESINVESTIMENTO DA PETROBRAS E A DIVERSIFICAÇÃO DE PLAYERS

Os ativos em venda da Petrobras continuaram sua rotina em 2017. A companhia manteve seu desinvestimento em ativos tanto no upstream quanto no downstream como na distribuição de GLP (Liquigás), gás natural e até na produção de fertilizantes.

No upstream houve muitos movimentos de saída de blocos e campos com destaques para a venda à Statoil de 25% em Roncador na Bacia de Campos. Roncador possui uma produção atual em torno de 250 mil bd e detinha o posto de campo maior produção de petróleo antes do Pré-Sal. Esta ação deixou a companhia norueguesa em terceiro lugar em produção de petróleo no Brasil, ficando atrás apenas da Petrobras e Shell.

Os diversos movimentos de venda de ativos da Petrobras vieram associados a várias alianças estratégicas, como a Total, BP, Statoil, CNPC e ExxonMobil. Muitas dessas empresas são sócias em ativos de E&P e aumentaram sua atuação no Brasil, garantindo uma ampliação de players no setor.


 A RETOMADA DOS LEILÕES

Com uma arrecadação em torno de R$ 10 bilhões em bônus de assinatura, os leilões de petróleo de 2017 marcaram a retomada dessas atividades no Brasil, além de iniciarem um calendário previsto até 2020.

Embora o real sucesso das rodadas tenha sido questionado, é sempre importante lembrar as condições de contorno do setor no Brasil como crises econômicas e políticas, além das expectativas moderadas de preço do petróleo, que inibiram investimentos em todo o mundo. Considerando esse cenário, os resultados das rodadas foram satisfatórios e, acima de tudo, são um marco importante para a retomada das atividades.

Os resultados, embora em poucos números de áreas, mostram certa diversidade e também interesse para investimentos no Brasil, tanto de empresas de grande porte quanto de médio.

O Brasil também iniciou com os leilões de 2017 uma diversidade significativa de modelos de contratação. O modelo e partilha, que foi inclusive criticado, expandiu sua atuação que estava apenas em Libra, leiloado em 2013, para outras seis áreas.  Depois das discussões regulatórias sobre a obrigatoriedade da Petrobras como operada no Pré-Sal, os resultados dos leilões de partilha refletiram essa diversidade e três das seis áreas arrematadas têm outras empresas operadas.

Os resultados em concessão (R14) mantiveram um comportamento de diversidade semelhante e também tiveram influência do Pré-Sal. Os blocos da chamada “franja do Pré-Sal”, que estão localizados adjacentes ao Polígono do Pré-Sal, foram os com maiores bônus de assinaturas pagos. Estes valores, pagos pela Petrobras e ExxonMobil, representaram a grande maioria na arrecadação da rodada.

Contudo, é sempre importante refletir que essa diversificação de players e principalmente de modelos de contratação é um grande desafio regulatório ao Brasil, mas que garante um dinamismo importante ao mesmo.

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OS PROGRAMAS GOVERNAMENTAIS E AS MEDIDAS REGULATÓRIAS

Mesmo diante de um cenário de crises, as ações governamentais através do Ministério das Minas e Energia e ANP foram bastante ativas e preocupadas com a recuperação do setor. Além de medidas regulatórias, foram lançados vários programas que trouxeram muitos pontos de discussões setoriais essenciais para o desenvolvimento do mercado (Reate, Gas para Crescer, Combustíveis Brasil, etc). Muitos desses programas sinalizaram que as necessidades de ajustes não se encontram apenas no upstream, mas também como o dowsntream é capaz de absorver essas ações.

Além dos programas, houve também muitas discussões de questões regulatórias consideradas essenciais para a atratividade e recuperação do setor. Medidas como o ajuste das questões de conteúdo local, obrigatoriedade da Petrobras no Pré-Sal, Repetro, recuperação de campos marginais, futuro do Pós-Sal e descomissionamento de instalações foram todas discutidas ao longo de 2017.


PERSPECTIVAS PARA 2018

Para 2018, as perspectivas de continuidade desse clima de otimismo são esperadas que se perpetuem, embora existam muitos desafios a incertezas ligadas à questão eleitoral.

São esperadas mais rodadas em 2017 tanto em concessão (R15) quanto em partilha (RPP4), que estão previstas para o primeiro semestre. Uma vez que se tem mais clareza com as de 2017, a busca de empresas para essas rodadas pode ser até maior.

Para 2018 também são esperadas novas atividades de produção com a potencial entrada comercial do gigante campo de Mero, derivado de Libra, além dos primeiros campos da Cessão Onerosa: Búzios e Atapu. Embora para 2018, as contribuições produtivas efetivas desses campos ainda sejam modestas, as projeções para os próximos anos são bastante animadoras.

A tão esperada retomada das atividades exploratórias, especialmente para o setor de serviços, pode não ser o esperado, mas novas atividades possivelmente ocorrerão. Embora ainda seja muito cedo para o início das atividades  ligadas à rodadas de 2017, é possível que os movimentos exploratórios estejam concentrados nas rodadas anteriores (R11,R12,R13), que receberam renovação de contratos e estavam com suas atividades estagnadas.

Claramente, ainda estamos muito frágeis com os efeitos da crise no setor e sempre se pode fazer mais, mas precisamos admitir que ações foram tomadas e as perspectivas são boas. Sempre é preciso levar o otimismo como bandeira e lembrando que as medidas tomadas tem que ser boas ao setor como um todo e não apenas a um agente ou outro.