A América do Sul está se tornando rapidamente um líder global em petróleo offshore

Foto: André Motta de Souza

A América do Sul realizou corte de custos desde 2013, quando era a região mais cara do mundo em custos de produção de petróleo e gás em águas profundas. O gasto operacional médio (opex) por barril de óleo equivalente caiu mais da metade desde então, de cerca de US$ 26 para US$ 12,7 em 2020, mostra um relatório da Rystad Energy. A região também teve a maior queda de custo globalmente este ano, tanto em termos absolutos quanto percentuais.

O opex em águas profundas da América do Sul é impulsionado principalmente pelo Brasil, que respondeu por cerca de 99% dos custos brownfield do continente de 2013 a 2020. A estatal brasileira de petróleo Petrobras sozinha respondeu por quase 88% do opex em águas profundas da América do Sul. Portanto, faz sentido concentrar as reduções de custos no Brasil para obter o maior impacto.

Um dos fatores que ajudaram o Brasil a salvar opex é a Petrobras trocando sua frota flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO). Quando a estatal iniciou a produção nas bacias do pré-sal, optou por alugar a maior parte de sua frota, o que gerou um aumento nos custos operacionais. Em 2015–2016, a empresa começou a encomendar mais FPSOs próprios.

Nossos números mostram que a Petrobras aumentou sua frota de FPSOs próprios em 16, enquanto reduziu o número de FPSOs alugados em seis de 2013 a 2020. Oito em cada 10 campos no Brasil com anos de start-up de 2018 a 2020 foram desenvolvidos por meio de FPSOs próprios enquanto os dois campos restantes usam unidades arrendadas, confirmando a mudança do país de navios arrendados para navios próprios.

Estimulada pela atual volatilidade do mercado Covid-19 e turbulência no setor de energia, a Petrobras também reduziu o número de funcionários em cerca de 22% este ano por meio de programas de aquisição. A empresa planeja obter cortes de custos totais de cerca de US $ 2 bilhões em 2020, reduzindo suas despesas gerais e liberando espaço de escritório desnecessário.

Outro fator importante para a redução do opex na América do Sul é uma queda de 55,2% no valor do real brasileiro (BRL) em relação ao dólar (USD) desde 2013. Isso reduziu o opex por barril à medida que os custos são incorridos BRL mas pago em USD. A depreciação do real, portanto, ajudou a compensar as pressões locais sobre os preços de bens e serviços em geral.

A Petrobras também aumentou sua produção de petróleo e gás de 2013 a 2020, o que reduziu ainda mais o opex por barril graças às economias de escala. Olhando para isso de uma perspectiva global e mais genérica, os campos já em produção geralmente têm maior probabilidade de ter opex mais baixo.

Além dos fatores mencionados acima, o portfólio de campos produtores na América do Sul tem se tornado mais jovem – e campos mais novos exigem muito menos manutenção do que campos maduros que geralmente têm custos operacionais mais elevados. Mais de 110 campos maduros foram abandonados no continente nos últimos oito anos, com os novos campos agora respondendo por mais da metade da produção total na América do Sul, em comparação com 17% dos campos muito maduros. Em geral, a participação na produção de campos que passaram da metade de sua vida útil diminuiu drasticamente na América do Sul desde 2013. Será interessante ver os perfis de custos do Brasil e da Petrobras quando o descomissionamento de campos mais antigos começar em alguns anos, dado a falta de experiência do país nesta área.

“Olhando para o futuro, esperamos que o opex por barril em águas profundas permaneça relativamente estável de 2020 a 2021. No entanto, após 2021, vemos os custos de levantamento por produção aumentando em cerca de US $ 4 por boe, permanecendo nesse nível até 2024 com um aumento de aproximadamente US $ 1 em 2025 “, disse o vice-presidente de pesquisa de serviços de energia da Rystad Energy, Matthew Fitzsimmons.

A incerteza infligida pela Covid-19 significa que as empresas de serviços, operadoras e investidores continuarão a observar seus orçamentos e a evitar qualquer projeto sem fins lucrativos ou de alto risco nos próximos meses e anos. Devido ao preço spot do Brent geralmente baixo e turbulento neste ano, os investimentos e projetos que não atenderem aos critérios de custo e risco definidos pelas empresas provavelmente sofrerão atrasos.

Alcançar o menor custo possível por produção será, portanto, mais vital do que nunca, apesar do fato de que reduções de custo como as vistas em 2014-2016 são improváveis, pois muitas das possibilidades já foram esgotadas. As estratégias de redução de custos adotadas pela América do Sul, e mais especificamente pelo Brasil, podem servir como um roteiro para outras regiões e países em dificuldades.

Texto originalmente publicado em Oilprice.com