O segmento de campos maduros e marginais de petróleo e gás no Brasil observa um aumento na produção após as primeiras vendas de ativos da Petrobras, mas segue na expectativa de aceleração nos investimentos para um crescimento ainda maior nos próximos anos, depois da conclusão dos desinvestimentos maiores da estatal.
Após anos de baixa extração em campos terrestres e de águas rasas, a decisão da Petrobras de vender esses ativos para focar em áreas de águas profundas tem ajudado na mudança do cenário para campos menores. Alterações regulatórias nos últimos anos também favoreceram a entrada de petroleiras pequenas e médias nessas áreas.
De acordo com dados do boletim de produção da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a produção em concessões não operadas pela Petrobras em bacias maduras – de maior conhecimento geológico – saltou de 4,8 mil barris de óleo equivalentes ao dia (boe/dia) em abril de 2018 para 19,1 mil boe/dia em abril deste ano, dado mais recente divulgado pela agência. Como comparação, a produção total nacional ficou em 3,8 milhões de barris diários no mês.
A expectativa, hoje, está em torno do fim do processo de venda, pela Petrobras, dos polos Bahia Terrestre, Alagoas e Potiguar. Os pacotes incluem ativos que, juntos, têm uma produção média de cerca de 40 mil barris de petróleo por dia (barris/dia), além de 1,6 milhões de metros cúbicos por dia (m3/dia) de gás natural. Os processos foram iniciados em 2020 e atualmente estão na fase de recebimento de propostas vinculantes.
“Os maiores recursos em investimentos ainda estão por vir, pois serão para esses ativos cuja venda ainda está em andamento, mas ainda não foi finalizada. Principalmente no caso dos campos terrestres, serão investimentos grandes, considerando essas regiões onde a Petrobras teve uma produção estável ou até em declínio por muito tempo. Nos próximos cinco anos, acredito que vamos ter um ambiente de produção terrestre muito diferente do que tivemos até então”, afirma a presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Luciana Borges.
A associação, inclusive, já começou a ver reflexos das mudanças, com o aumento do número de associados, que subiu para 30 empresas, entre produtoras e fornecedores, presentes em 13 estados.
Empresas que atuam na produção marítima optaram por integrar a associação, até então mais voltada para atividades terrestres. Nos últimos meses, PetroRio, Perenco e BW Offshore passaram a integrar a Abpip.
Em paralelo, as associadas da Abpip viram a sua produção saltar de 80 mil boe/dia em janeiro do ano passado para 100 mil boe/dia em janeiro de 2021, incluindo acumulações marginais e áreas em bacias maduras.
“Todas as empresas independentes que assumiram campos do programa de desinvestimentos da Petrobras aumentaram a produção, mesmo durante a pandemia”, diz o secretário executivo da Abpip, Anabal Santos Júnior.
Embora representem uma parcela pequena da produção nacional, campos maduros e marginais são importantes principalmente pela geração de empregos locais e pela possibilidade de uma extração a baixo custo, interessante para empresas menores.
Um fator que ajudou a aumentar o interesse por esses ativos no Brasil foi o programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (Reate), conduzido pela ANP e pelo Ministério de Minas e Energia (MME).
Algumas das contribuições da indústria para aprimoramentos regulatórios dentro do Reate já estão em prática. Depois de três fóruns de discussão entre novembro de 2020 e março de 2021, os operadores obtiveram, por exemplo, acesso gratuito a dados técnicos abertos da ANP.
A maior aproximação com a agência, outra conquista dos operadores menores foi a aceleração dos processos de cessão das áreas após os desinvestimentos.
“As primeiras cessões demoraram dez meses, o que não é bom para ninguém, porque o operador que vendeu está mais preocupado em sair e o que comprou não pode entrar ainda. Mas a última cessão foi feita em quatro meses, então houve um avanço significativo. Houve sensibilidade da ANP e melhoria da gestão dos processos”, explica Santos Júnior.
Agora, a indústria vive a expectativa de aprimoramentos também para os campos em águas rasas, por meio do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar). A iniciativa começou este ano e teve, até o momento, apenas um fórum de discussão. Na ocasião, a indústria apresentou 160 contribuições para a melhoria do ambiente de investimentos nessas áreas.
Para o secretário executivo da Abpip, o diálogo mais aberto entre a ANP e a indústria nos últimos anos, devido ao Reate, vai contribuir para acelerar medidas que venham para as áreas no mar.
Ele aponta, no entanto, que uma série de melhorias ainda são necessárias para destravar de vez os investimentos em áreas menores, tanto terrestres quanto marítimas, e permitir com que campos que já não são mais do interesse de grandes petroleiras sigam produzindo.
Um dos principais pleitos da indústria é a própria caracterização de campos marginais, que não é clara. Hoje, são considerados campos maduros aqueles que estão com a produção em declínio e produziram além do esperado.
O conceito de campo marginal está ligado a critérios econômicos e, inclui aqueles que não são centrais no portfólio das companhias. A definição, no entanto, não condiz mais com o surgimento de empresas especializadas no aumento do fator de recuperação e extensão da vida útil desses campos.
Outro entrave para a previsibilidade dos investimentos nessas áreas é a renovação dos contratos de concessão. Muitos campos tiveram a produção iniciada nas décadas de 80 e 90 e, portanto, vão precisar de uma extensão do prazo inicial dos contratos, pois a maioria tem duração de 30 anos. “A análise de extensão de prazos seria mais produtiva se ocorresse durante a cessão [entre operadores]. Isso daria mais clareza e segurança jurídica aos novos investimentos, além de gerar menos custos”, aponta Santos Júnior.
Fonte: https://valor.globo.com/empresas/noticia/2021/06/25/mais-petroleo-jorra-dos-campos-maduros.ghtml