Expansão do setor de petróleo e gás depende de estabilidade

Em 2028, a estimativa da estatal é produzir 3,2 milhões de barris de óleo equivalente (inclui gás) por dia, dos quais 79% virão do pré-sal. Outras petroleiras, muitas das quais sócias da Petrobras no pré-sal, também visam aumento de produção. Entre elas, estão Shell, TotalEnergies e Repsol Sinopec. No entanto, executivos e especialistas apontam preocupações que podem enfraquecer o interesse pelo Brasil.

Uma delas, destaca Roberto Ardenghy, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) – que representa as grandes empresas do setor –, está relacionada às mudanças regulatórias, algumas trazidas pela reforma tributária. “Um exemplo é a TFPG [taxa de fiscalização nas operações de óleo & gás natural – RJ]”, aponta ele.

Outras são o Imposto Seletivo (IS) de até 1% na extração de petróleo e gás e a revisão antecipada para o preço de referência adotado no cálculo das participações governamentais. A TFPG, instituída pelo governo do Estado do Rio de Janeiro, já vigora. Já o IS depende de regulamentação e a questão das participações governamentais está em audiência pública da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Dos investimentos da Petrobras previstos no plano para E&P, 67% vão para o pré-sal. A Margem Equatorial, região litorânea do Amapá ao Rio Grande do Norte e protagonista de controvérsia ambiental, receberá US$ 3,1 bilhões. A estatal ainda aguarda decisão do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) sobre pedido para reconsiderar a negativa de licença para atuar na bacia da Foz do Amazonas. Na bacia Potiguar, a empresa obteve permissão e, inclusive, já descobriu acumulação de petróleo.

Só para 2024, o aporte da estatal no segmento de E&P chega a US$ 15,5 bilhões e a meta é produzir 2,8 milhões de barris de óleo equivalente diários (boed). No ano passado, esse volume foi de 2,78 milhões. Em setembro, o campo de Mero – terceiro maior do pré-sal –, operado pela Petrobras, terá mais um navio-plataforma (FPSO) entrando em operação. Com isso, a capacidade de produção diária chega a 590 mil barris. Mero ainda tem como parceiras a Shell, a TotalEnergies e as chinesas CNOC e CNOOC.

O plano da estatal também contempla US$ 9 bilhões para gás e energias de baixo carbono, com R$ 500 milhões em 2024. A empresa, além da descarbonização das operações, aposta em biorrefino, hidrogênio, energias renováveis como eólica e solar onshore, energia eólica offshore e projetos de captura e armazenamento de carbono (CCUS).

Uma das participantes de Mero, a francesa TotalEnergies tem planos de expansão no país. Focada em águas profundas e no pré-sal, nas bacias de Campos e de Santos, a empresa produziu 135 mil boed no ano passado. Dona de 11 licenças, das quais quatro são ativos operados, tem investido anualmente US$ 800 milhões no país e quer chegar a 200 mil barris diários até 2026.

“Assegurando-se a estabilidade de regras no longo prazo, olhamos com interesse oportunidades, em modelo de parceria ou como operadores”, diz Charles Fernandes, diretor-geral da TotalEnergies. “Seguimos com foco no potencial dos campos do pré-sal das bacias de Campos e de Santos.”

Outra integrante de Mero, a Shell, com produção diária de cerca de 400 mil boed no Brasil, segue avaliando possibilidades de investimentos no país. A petroleira está presente atualmente em mais de 30 contratos no offshore, somando ativos nas bacias de Santos, Campos, Potiguar e Barreirinhas.

Novos 29 blocos exploratórios na bacia de Pelotas terão seus contratos assinados pela Shell no primeiro semestre de 2024. Eles foram adquiridos no Quarto Ciclo de Oferta Permanente da ANP, em dezembro de 2023, sendo 26 em parceria com a Petrobras. Os outros três foram arrematados em consórcio com a estatal e a chinesa CNOOC. A petroleira brasileira será a operadora em todos.

O presidente da Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, frisa que, para a concretização das decisões de investimento, é preciso manter condições competitivas em diversos aspectos. Entre eles o tributário, regulatório e licenciamento ambiental. “O Brasil disputa recursos com outros países que também buscam atrair investimentos”, observa.

A norueguesa Equinor tem no Brasil dois de seus projetos mais importantes, ambos por ela operados: Bacalhau, na bacia de Santos, e Raia, na bacia de Campos, que receberão investimentos estimados em US$ 8 bilhões e US$ 9 bilhões, respectivamente, até 2030. Bacalhau, que entra em operação no ano que vem e tem como sócios a ExxonMobil e a Petrogal, conta com um FPSO de 220 mil barris por dia de capacidade.

Já o projeto Raia – compartilhado com a Repsol Sinopec e a Petrobras – terá capacidade de escoamento de 16 milhões de metros cúbicos de gás quando entrar em operação, em 2028. Poderá suprir 15% da demanda brasileira do energético. “Raia é um dos principais projetos de gás sendo desenvolvido no Brasil e um contribuidor-chave para o Novo Mercado de Gás”, destaca a presidente da Equinor no Brasil, Verônica Coelho.

Também presente no pré-sal da bacia de Santos e em ativos da bacia de Campos, a Repsol Sinopec investirá cerca de US$ 4 bilhões no Brasil até 2030, para o desenvolvimento dos projetos Lapa Sudoeste (pré-sal) e Raia. Lapa Sudoeste tem como operadora a Total e Shell e Petrobras como parceiras.

“O Brasil é um grande player da indústria de energia. Neste sentido, acreditamos ser muito importante consolidar um ambiente de negócios maduro e seguro para atrair investimentos”, diz a COO da Repsol Sinopec Brasil, Judith Pont.

Para Adriano Levi, sócio da KMPG, o Brasil precisa avançar no ambiente regulatório – incluindo licenças ambientais – para evitar incertezas que afetam decisões de investimento, especialmente em novas fronteiras, como a Margem Equatorial. “A Margem poderia ser uma área-chave para suprimento da demanda do país e global”, lembra ele, uma vez que, acrescenta, a partir de 2030 a produção do pré-sal estará em declínio.

Para o líder de óleo e gás da consultoria BIP, Pedro de Souza, a exploração da Margem Equatorial impõe outro desafio, além do ambiental: a logística. “Atualmente, o grande volume do petróleo produzido no Brasil está nas bacias do Sudeste e a cadeia de fornecimento de serviços e equipamentos se concentra nessa região”, lembra o consultor.

Por isso, ele diz que os fornecedores deverão planejar o atendimento a partir do Sudeste ou realizar investimentos para atender às empresas de petróleo com bases mais próximas das operações na Margem Equatorial. “A logística de transporte e abastecimento de suprimentos para as plataformas offshore pode ser complexa, especialmente em áreas remotas”, destaca.

O Brasil também atrai independentes de fora. A americana Petro-Victory, focada em onshore (exploração e produção terrestres), está tocando investimentos de US$ 200 milhões no Brasil até 2030. A empresa, que tem 40 concessões na bacia Potiguar (RN) e uma na bacia de Barreirinhas (MA), iniciou em 2024 atividades em três poços.

Segundo Daniel Wray, CFO da empresa, estudos já identificaram 15 oportunidades em 12 dos blocos da petroleira. “Ainda temos 23 blocos a serem qualificados por essas análises, enquanto iniciamos nossa campanha de perfuração”, conta. A Petro-Victory vem crescendo no Brasil por meio da aquisição de ativos nos Ciclos de Oferta Permanente da ANP. “Agora, nosso plano é produzir”, afirma Wray.

No setor de gás canalizado, há otimismo depois de um 2023 marcado pela redução de 11% no consumo, por conta do fraco desempenho da indústria – segmento que mais demanda o insumo, seguido pelo termelétrico e automotivo. A expectativa para 2024 é de crescimento, segundo o presidente da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), Augusto Salomon.

Para ele, três anos depois da sanção da Nova Lei do Gás, a abertura do mercado foi mais tímida do que muitos acreditavam. “Apenas 10% do volume atendido pelas distribuidoras teve diversificação de ofertantes”, observa. E acrescenta que é preciso incentivos à construção de gasodutos de escoamento, Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs) e gasodutos de transporte.

Integrante da cadeia do gás, a transportadora TAG está investindo cerca de R$ 5,2 bilhões de 2024 a 2028 para aumento de infraestrutura, atualização tecnológica, manutenção e integridade dos ativos e outras iniciativas. Para a diretora de desenvolvimento de negócios, Luisa Franca, a entrada em operação de um ponto de saída de gás na Bahia e de uma conexão com um terminal de regaseificação em Sergipe neste ano traz expectativa de atender novas demandas.