A queda nas cotações do barril de petróleo – que no início do ano desceram abaixo dos US$ 30 nas bolsas de Londres e de Nova York – forçou um corte geral nos custos e o engavetamento dos projetos que não gerariam caixa sufi ciente para remunerar o investimento. A precária situação da Petrobras piorou o cenário no Brasil – enquanto os gastos globais caíram 42% nos últimos dois anos, de acordo com estimativa da Agência Internacional de Energia, o Brasil viu o volume de investimentos recuar de US$ 43 bilhões em 2014 para cerca de US$ 20 bilhões este ano.

A boa notícia é que a pior fase fi cou para trás. Os preços do barril se recuperaram para uma faixa próxima dos US$ 45 e ninguém aposta em um novo recuo. “No curto prazo, os preços do petróleo continuarão a ser desafi ados este ano e começarão a se recuperar no início do próximo ano, mas ainda abaixo de US$ 60 o barril. Isso por causa do excesso de oferta. No longo prazo os preços do barril irão subir, mas não acima de US$ 100 o barril, com as mudanças no mix de energia”, avalia o consultor da IHS Energy para Upstream, Bob Fryklund.

Pelos cálculos da Wood Mackenzie, US$ 50 são sufi cientes para viabilizar o desenvolvimento de megaprojetos como o pré-sal brasileiro. Isso está se tornando possível porque disciplina de custos se tornou um mantra do setor. Petroleiras e fornecedores demitiram, simplifi caram estruturas e padronizaram equipamentos, em um esforço para baratear a extração de petróleo e gás. No mar do Norte, as empresas passaram a compartilhar ativos. Com o redesenho do projeto de engenharia, a BP conseguiu reduzir o orçamento do projeto de Mad Dog, no Golfo do México, de US$ 20 bilhões para US$ 9 bilhões. A Statoil seguiu a mesma receita e conseguiu reduzir de US$ 70 para US$ 45 o breakeven da segunda fase do campo de Peregrino, na Bacia de Campos.

No pré-sal a Petrobras já consegue perfurar um poço em 89 dias – seis anos atrás, demorava 310 dias. Com a redução da necessidade de aço superduplex a companhia economizou mais de R$ 660 milhões em 115 poços do pré-sal. Agora pretende utilizar a quarta plataforma da área de Libra para implementar um novo modelo de negócios para sistemas submarinos, trazendo os fornecedores de equipamentos para a fase de concepção do projeto. A meta é reduzir os custos em cerca de 30% – com modifi cações nos arranjos submarinhos em outros projetos já em andamento, a Petrobras estima potencial de ganho de 15%.

O Brasil é apontado até pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo - Opep como o principal responsável pelo aumento da produção fora do grupo. Um levantamento elaborado pela consultoria GlobalData com 236 projetos offshore programados para iniciar a etapa de desenvolvimento até 2025, aponta que o Brasil será o destino de US$ 116 bilhões – 13% do que as petroleiras irão investir no período.

Apenas a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, tem uma reserva estimada em 12 bilhões a 14 bilhões de barris, o que exigiria pelo menos uma dezena de plataformas. Duas plataformas já estão programadas para a área – a primeira para 2020 e a segunda para o ano seguinte.

“Temos que considerar que as empresas não trabalham olhando a curva de preços futuros, até porque uma área comprada hoje só vai produzir daqui a cinco ou até dez anos. E hoje estamos em um período de incertezas. As empresas que trabalham com preços mais otimistas, podem achar um bom negócio investir nesse momento. Outra questão é a recomposição do portfólio. E o pré-sal se apresenta como uma possibilidade interessante para recompor portfólio”, ressalta o professor Edmar de Almeida, da UFRJ.

Em março, o Conselho Nacional de Política Energética publicou uma resolução que dá um prazo de 12 meses para a retomada das operações em campos com produção paralisada, ou a devolução da concessão. Esta é primeira medida que tem o objetivo de destravar investimentos nesse setor.

Outra é a retomada das rodadas de licitação de blocos exploratórios. Nos últimos sete anos, o Brasil ofertou somente 745 blocos para exploração, em três rodadas. A queda da atividade exploratória e das reservas provadas de petróleo e gás observada nos últimos anos refl ete não apenas o recuo dos preços do petróleo e a situação da Petrobras, mas também a ausência de ofertas de novos blocos.

Para 2017 o governo já fala em uma nova rodada de blocos exploratórios. Há também o segundo leilão de partilha, com áreas unitizáveis, e os campos marginais – dez serão ofertados na 4ª Rodada de Licitações de Campos Marginais, além das áreas em terra e águas rasas colocadas à venda pela Petrobras.

Nas mãos de empresas menores, eles têm mais agilidade para mobilizar a cadeia de fornecedores. Mas é na revisão das regras – com o fi m do operador único dos campos do pré-sal – que as petroleiras creditam o maior potencial de gerar investimentos.

A avaliação no setor é que o Brasil tem excelentes recursos e a Petrobras, depauperada pela venda de combustíveis abaixo dos preços internacionais e pelos esquemas de corrupção investigados pela Operação Lava Jato, já não tem fôlego para operar todos os campos do pré-sal, como exige a Lei de Partilha. A companhia só pretende retomar investimentos em exploração quando reduzir seu endividamento – que no fi nal do primeiro semestre somava R$ 398 bilhões. Isso deve demorar pelo menos dois anos.

Com o cinto da Petrobras apertado, a produção de petróleo no país dependerá da disposição das demais petroleiras. “A pressão sobre o setor no Brasil criou uma mudança em direção ao mercado mais livre e, portanto, surgiu uma nova janela de oportunidade. Isso é orientado pelo avanço nas mudanças das clausulas do pré-sal, que sinaliza algumas oportunidades, e o plano de gestão do portfólio da Petrobras, que focou na taxa de retorno”, fi naliza Bob Fryklund.