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As perspectivas e desafios da atividade onshore no Brasil

A ABPIP é uma instituição que há mais de uma década representa os produtores independentes, tendo sempre atuado para o desenvolvimento da indústria de Petróleo & Gás no segmento onshore no nosso país, sendo reconhecida como a principal entidade que representa este segmento. Temos no nosso quadro social espaços para operadores (sócios efetivos), empresas interessadas em serem operadoras no mercado nacional (sócios aspirantes) e fornecedores (sócios fornecedores).

E dentro desta nossa missão e com esta visão ampla do setor, atuamos nos últimos tempos visando à criação sustentável de um mercado com múltiplos agentes e gerador de riquezas para o país.

Iniciaremos este artigo com uma avaliação do ano de 2018, onde em apertada síntese podemos dizer que avançamos em 12 meses muito mais do que nos últimos 12 anos.

Esses avanços foram decorrentes de um alinhamento entre a ANP e o MME, de um lado atraves da liderança do Diretor Geral da ANP Décio Oddone e do outro com a atuação do Secretário Marcio Felix no MME, que juntos deram finalmente vazão a muitas das demandas da ABPIP, feitas ao longo de uma década nesses mesmos órgãos.

Vale enumerar algumas delas (lista não exaustiva) onde percebe-se facilmente a magnitude das medidas para o desenvolvimento da atividade onshore:

  • Criação da Coordenação de Áreas Terrestres no âmbito da ANP, para facilitar a interlocução do mercado e trâmites internos desta temática na Agência;
  • REATE – Amplo programa de revitalização de áreas terrestres desenvolvido pelo MME, que traz no seu escopo de 45 medidas estruturantes e relevantes para preparar o caminho do desenvolvimento pleno do setor;
  • Inicio da revisão regulatória, adequando a regulação à realidade das atividades terrestres;
  • Inicio da revisão política dos royalties que seja, ao mesmo tempo, a justa contrapartida para a sociedade da atividade petrolífera, mas também fomentadora de novos investimentos para gerar mais riqueza;
  • Oferta permanente de áreas;
  • Intervenção do CADE para apuração e assunção de medidas coibidoras do abuso do poder econômico por parte da Petrobras, no caso da compra de petróleo produzido pelas empresas independentes;
  • A resolução da ANP que oficiou a Petrobras para que nomine os campos terrestres e em águas rasas que forem de seu interesse continuar a produzir etc.

Ainda em 2018, houve também o relançamento do projeto Topázio, que visava a venda de campos terrestres dentro do programa de desinvestimento da Petrobras.

Os flagrantes desacertos na condução deste projeto, que decorridos três anos não concretizou nenhuma venda dos 10 pólos inicialmente lançados, falam por si. O ápice desta sequência de erros foi a proclamação, como vencedora da licitação do pólo Riacho da Forquilha, a empresa que ofertou US$ 453,1 milhões, cerca de R$1,7 bilhão, uma micro empresa e que até o dia 09/11/2018 era considerada INAPTA, conforme comprovante de inscrição e de situação cadastral emitido pela Receita Federal do Brasil.

Completamente na contramão da visão de todos os agentes, entidades, órgãos e autoridades do setor, a Petrobras procrastinou a resolução destes processos e assumiu decisões incompatíveis com a sua responsabilidade e até com a qualificação de seu corpo técnico, pelo primarismo de seus erros, com efeitos perversos para a produção destes campos e para todos que desta produção dependem.

Veja no gráfico abaixo a queda de produção dos ativos do Projeto Topázio em 2,5 anos (perda de 1/3 da produção).

Fonte: ANP/Petrobras, 2018

EventoDescrição
 

mar-16

 

1.

Início Topázio I (10 Polos): 1- Fazenda Belém (02 Concessões); 2- Riacho da Forquilha (34 Concessões); 3- Macau (04

Concessões); 4- Sergipe (12 Concessões); 5- Buracica (07 Concessões); 6- Miranga (9 Concessões); 7- São Mateus (14

Concessões); 8- Fazenda São Jorge (09 Concessões); 9- Lagoa Parda (03 Concessões); 10- Polo Gás (04 Concessões).

dez-162.Liminar decreta suspensão do Topázio I.
ago-173.Divulgação Teasers Topázio II (03 Polos): 2- Riacho da Forquilha (34 Concessões); 5- Buracica (07 Concessões);

6- Miranga (09 Concessões).

set-174.Divulgação Teasers Topázio II (03 Polos): 1- Fazenda Belém (02 Concessões); 3- Macau (07 Concessões);

4.1- Sergipe Terra 1 (06 Concessões); 4.2- Sergipe Terra 2 (03 Concessões); 4.3- Sergipe Terra 3 (01 Concessão).

nov-175.Início Fase Não Vinculante: 2- Riacho da Forquilha; 5- Buracica; 6- Miranga.
mar-186.Início Fase Não Vinculante: 1- Fazenda Belém; 3- Macau; 4.1- Sergipe Terra 1; 4.2- Sergipe Terra 2; 4.3- Sergipe Terra

3.

abr-187.Início Fase Vinculante: 2- Riacho da Forquilha; 6- Miranga;

Liminar decreta suspenção do Polo 5- Buracica.

jun-188.Início Fase Vinculante: 1- Fazenda Belém; 3- Macau; 4.1- Sergipe Terra 1; 4.2- Sergipe Terra 2; 4.3- Sergipe Terra 3.
out-189.Divulgação Teasers Topázio II (01 Polo): 9- Lagoa Parda (03 Concessões).

Apresentamos a seguir uma avaliação dos prejuízos gerados pela baixa performance da produção dos campos terrestres operados pela Petrobras nas bacias do Recôncavo, Sergipe/Alagoas, Potiguar e Espírito Santo, a partir da simulação do quanto esses campos terrestres teriam produzido (desde 2010) se estivessem sendo operados por empresas independentes, aplicando a taxa de crescimento das produções dos campos operados por essas empresas na curva real de produção dos campos da Petrobras, gerando uma curva  que, no gráfico abaixo, está denominada “Petrobras Incrementada”.

Fonte: ANP (2018)

Indicamos, abaixo, as perdas sociais decorrentes desta diferença de performance entre estas duas curvas de produção, a simulada e a real (cerca de 310 milhões de barris nos 18 anos). Esses dados foram extraídos de uma nota técnica que estamos finalizando. São números alarmantes para um país com a taxa de desemprego e as carências que temos. Destaco aqui a mais dramática  de  todas  as  perdas, 386 mil empregos. Esse número é baseado num estudo feito pela FIEB que, em  grossos números, diz que para cada 10 mil barris correspondem 23 mil empregos (diretos, indiretos e pelo efeito renda).

Nota Técnica(*)Jun-15Sep-18
Diferença (BBL/D)155,2 milhões311,8 bilhões
Royalties3,9 bilhões7,8 bilhões
R$ Município1,8 bilhão1,2 bilhões
Postos de Trabalho193,0 mil386,0 mil
Faturamento14 bilhões28 bilhões
Investimento5,9 bilhões11,8 bilhões

*Considerando que a diferença dos acumulados de BBL/D de petróleo entre entre Janeiro/2010 e Setembro/2018 foi aproximadamente o dobro que o acumulado entre Janeiro/2010 e Junho 2015 (última nota técnica), os outros parâmetros seguirão a mesma proporção.

Feita essa avaliação de 2018, para 2019 estamos otimistas e sustentamos nossa disposição baseados em fatos, que enumeramos:

  • No onshore temos hoje uma perversa tripla combinação, decorrente desses anos de monopólio, que o país não suporta mais uma das maiores áreas em bacias sedimentares do mundo, com uma das piores taxas de atividade exploratória do mundo (cerca de 5%) e a parcela destas bacias sedimentares que estão em produção tem um baixo fator de recuperação (23%) quando comparados com outros países, o da Noruega por exemplo que tem campos com até 67%.

Em decorrência disso, no onshore temos produção, número de poços e reservas provadas menores que o Peru, Equador, Colômbia, Argentina, México e Bolívia, para ficar somente na América do Sul, como ilustra o diagrama produzido pela própria ANP.

Estes quadros impõem à Petrobras, à ANP e ao MME celeridade nas suas decisões, que visem recuperar todas essas perdas que o monopólio impôs ao país e a nós, que compomos a sociedade, nos obriga a cobrar e não permitir as procrastinações que geraram esse cenário. Assim:

  • Saldamos a recente medida da Presidência da Petrobras que traz a Gerência Executiva de Aquisições & Desinvestimento da Petrobras a atuar subordinada à presidência da companhia e não mais à Diretoria Financeira, visando dar celeridade aos processos de venda de ativos.
  • Esperamos que a ANP não conceda mais prazo para que a Petrobras indique quais os ativos ainda deseja manter em seu portfolio. O prazo venceu em 20/12/2018 e a Petrobras, que explorou estes campos da rodada Zero por todos esses anos, é inadmissível que ainda precise de mais tempo para saber onde pretende investir.

Prevemos e prosseguiremos para que neste ano tenhamos novos processos de venda de campos terrestres e que, preferencialmente, sejam realizados sob a supervisão da ANP ao invés de conduzidos isoladamente pela Petrobras.

Reiteramos o que foi dito à equipe de transição do atual governo quando fomos convidados a contribuir com a nossa visão para o setor onshore.

 

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