Apesar dos avanços, plano de negócios da Petrobras mantém timidez exploratória

O Plano Negócios 2025-2029 (PN 2025-2029) da Petrobras prevê o investimento de US$ 77 bilhões no segmento de exploração e produção (E&P), o que mantém o setor como o foco da companhia.

 

Avanços importantes são sinalizados para essas atividades, tais como os projetos de revitalização da Bacia de Campos, a previsão de aumentar a oferta de gás e a descarbonização das operações. No entanto, os investimentos exploratórios ainda são modestos, especialmente considerando a ampliação da área exploratória da companhia e o tempo médio necessário para o desenvolvimento da produção após a descoberta.

 

 

O investimento projetado para o E&P no PN 2025-2029 é 5,0% maior que o valor previsto no PN anterior e representa cerca de 69,0% do CAPEX (investimentos em bens de capitais) total anunciado. Houve aumento absoluto, mas a participação do E&P no Capex total foi reduzida a níveis inferiores ao do plano anterior, conforme evidencia o gráfico a seguir.

 

 

É a segunda vez consecutiva que essa redução ocorre, o que sugere uma consolidação da tendência da companhia em manter o foco no setor de óleo e gás, ao mesmo tempo em que diversifica seu portfólio energético. Tal estratégia deverá ser mantida e tende a nortear as decisões da empresa a longo prazo, conforme estipulado no Plano Estratégico 2050 da Petrobras.

 

O PN 2025-2029 enfatiza a relevância dos ativos rentáveis, com especial atenção ao investimento no pré-sal. Está estipulado no plano um aporte de US$ 47 bilhões, o que representa 61,0% dos investimentos anunciados para E&P no período. As 10 novas plataformas previstas para entrar em operação no quinquênio vão atender aos projetos da região do pré-sal, o que reforça sua importância e centralidade.

 

Outras cinco plataformas devem ser contratadas a partir de 2029 e 2030. Dentre elas, duas destinadas à Bacia de Sergipe, nos projetos SEAP I e II, que tinham a previsão de entrar em operação em 2028 no plano anterior, foram adiadas para após 2030, marcando o terceiro adiamento dos projetos. O atraso é atribuído, entre outras coisas, às dificuldades dos afretadores em obter financiamento.

 

 

Em resposta, a Petrobras alterou o modelo de contratação^[1], que deixou de ser pelo afretamento para a contratação no modelo build-operate-transfer (BOT), onde a contratada ficaria responsável pela construção e instalação da unidade, que posteriormente seria transferida para a Petrobras.

 

O atraso dos projetos de SEAP podem produzir efeitos concretos sobre a curva de produção da companhia, afinal o incremento possibilitado pelos projetos é retardado. A Petrobras, aliás, não alterou a previsão da curva de produção. O novo PN manteve os níveis de produção do plano anterior e a previsão do pico da produção entre 2028 e 2029 com uma produção operada pela Petrobras de cerca de 4,6 milhões de barris de óleo equivalente por dia.

 

Outras três plataformas previstas para contratação estão integradas à revitalização da Bacia de Campos, onde a Petrobras planeja investir US$ 23 bilhões nos próximos cinco anos. Essa revitalização da bacia representa tanto investimentos em ativos rentáveis como também medidas para a reposição das reservas.

 

Sob essa perspectiva, a companhia sinaliza uma avaliação mais abrangente de seus ativos, diferente de gestões anteriores, em que a rentabilidade não é definida pelas métricas produtivas e econômicas dos campos de alta produtividade do pré-sal. Assim, a revitalização se apresenta como uma estratégia economicamente vantajosa em comparação aos desinvestimentos.

 

No entanto, ao contrário do que foi realizado até o momento nas revitalizações da Bacia de Campos, onde predominou o modelo de contratação de plataformas por afretamento, seria importante considerar, para as contratações previstas no PN 2025-2029, uma maior articulação com a indústria nacional, por meio de plataformas próprias que apresentem significativos índices de conteúdo local.

 

Isso não apenas viabiliza a revitalização, como também pode contribuir para o desenvolvimento industrial e econômico do Brasil.

 

O PN 2025-2029 indica ainda a realização de estudos para a recuperação e reutilização de plataformas, em vez de avançar com o descomissionamento. Essa medida poderá impactar significativamente a Bacia de Campos.

 

No PN anterior, a previsão era descomissionar um total de 23 plataformas até 2028, das quais 15 estavam localizadas apenas na Bacia de Campos. O atual PN, por sua vez, prevê o descomissionamento de dez plataformas até 2029. Essa medida pode resultar em ganhos operacionais, financeiros e tecnológicos, além de promover maior celeridade na revitalização da Bacia de Campos.

 

Quanto à reposição das reservas, o PN 2025-2029 prevê um investimento de US$ 7,9 bilhões no segmento exploratório, o que representa um aumento de 5,0% em relação ao plano anterior. A maior parte desse investimento, cerca de US$ 3,2 bilhões, será direcionada às bacias do Sudeste e do Sul, com a perfuração de 25 poços.

 

As bacias da Margem Equatorial receberão US$ 3,0 bilhões para a perfuração de 15 poços exploratórios, enquanto US$ 1,7 bilhão será alocado para “demais áreas”, o que pode incluir ativos no exterior e até mesmo no onshore, onde serão perfurados onze poços.

 

Destaca-se nesse contexto, a manutenção do foco da Petrobras na Margem Equatorial. Contudo, devido às particularidades socioambientais nessa fronteira exploratória, o licenciamento ambiental, especialmente na Bacia Foz do Amazonas, ainda é complexo e incerto.

 

Logo, apesar de promissora, a busca por alternativas exploratórias com menor complexidade de licenciamento para garantir a reposição das reservas e a segurança energética nacional é fundamental. Isso é ainda mais relevante quando se considera que a relação entre reserva e produção da Petrobras é de aproximadamente doze anos, e que a média de tempo entre descoberta e o início da produção é de cerca de dez anos.

 

Nas Bacias do Sudeste, segundo a ANP, a Petrobras perfurou, em 2024 (até o mês de novembro), apenas dois poços exploratórios no pré-sal da Bacia do Espírito Santo. Considerando que o PN 2024-2028 previa a perfuração de 25 poços para o quinquênio, nota-se que o ritmo das perfurações está sendo moroso até o momento. Embora o PN 2025-2029 não traga alterações significativas no planejamento das perfurações exploratórias na região, seria importante, para a Petrobras e para o Brasil, acelerar o ritmo dessas atividades.

 

Em 2023, a Petrobras adquiriu 29 blocos exploratórios na Bacia de Pelotas, ampliando sua área de exploração de 30 mil para 50 mil km². Trata-se de uma nova fronteira exploratória com licenciamento ambiental relativamente menos complexo que o da Margem Equatorial. No entanto, no PN 2025-2029, o primeiro divulgado após a aquisição das áreas na bacia, não foi apresentado um planejamento exploratório detalhado para a bacia.

 

Considerando que o PN indica 25 poços para as bacias do Sudeste e Sul, sendo 22 somente para o Sudeste, depreende-se que, para o quinquênio, serão perfurados apenas três poços exploratórios em Pelotas, número que pode ser insuficiente para conhecer as potencialidades da bacia.

 

Ainda como alternativas exploratórias, a Petrobras retomou, de forma mais incisiva, as atividades no exterior.  Assim, destacam-se as descobertas na Colômbia e a aquisição de participação em blocos de São Tomé e Príncipe e África do Sul. Além de importante na busca por novas reservas, esse movimento de internacionalização pode contribuir para o fortalecimento da posição da Petrobras e do Brasil no mercado global de energia.

 

A Petrobras projeta uma diversificação de seu portfólio exploratório, tanto no Brasil quanto no exterior, o que é importante, mas, para que esse avanço seja efetivo, é essencial elevar e acelerar os investimentos exploratórios. Isso seria fundamental para a segurança energética brasileira em um cenário geopolítico marcado por incertezas.

 

Em relação à ampliação da oferta de gás, a Petrobras destaca quatro projetos no PN 2025-2029. O primeiro é a operação da Rota 3 do pré-sal que possui uma capacidade de escoamento de 18 milhões m³/d. Em seguida, o incremento da oferta de gás será viabilizado pela entrada em operação do projeto Raia na Bacia de Campos a partir de 2028.

 

Outros três projetos importantes, a revitalização do campo de Albacora e os projetos SEAP I e II, estão previstos para após 2030. Dessa forma, o aumento considerável na disponibilização de gás, a curto prazo, poderá não ser alcançado pela produção da Petrobras.

 

A Petrobras planeja investir cerca de US$ 5,3 bilhões na descarbonização de suas operações ao longo do período de 2025 a 2029, de acordo com o PN. No E&P, a estatal já tem demonstrado uma significativa redução nas emissões de gases de efeito estufa (GEE). De 2015 a 2023, as emissões nesse segmento caíram cerca de 28,6%, passando de 19,9 para 14,2 quilogramas de gás carbônico equivalente por barril equivalente (KgCO₂e/boe).

 

A meta estabelecida pelo PN para 2029 é de 15 KgCO₂e/boe, marca pouco superior à registrada atualmente devido, entre outras coisas, à previsão de aumento da produção de petróleo e gás.

 

 

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Essa redução das emissões pode ser atribuída à modernização operacional, à diminuição das queimas em flaring, além da adoção de tecnologias de captura, uso e armazenamento de carbono (CCUS). Esses investimentos e inovações são essenciais, especialmente diante do contexto de mudanças climáticas que demandam petróleo com menor pegada de carbono.

 

Em resumo, o foco dado pelo PN 2025-2029 ao E&P não constitui resistência ou barreira à transição energética. A manutenção das operações de E&P pela Petrobras são necessárias para equilibrar a demanda atual e futura por petróleo e ao mesmo tempo gerar recursos financeiros necessários para financiar seu ingresso em segmentos energéticos de baixo carbono.

 

No entanto, o sucesso desta estratégia exige o rompimento com a visão de rentabilidade de curto prazo para assegurar uma transição energética justa e a segurança energética nacional no futuro.

 

 

Nota

 

^[1] O processo licitatório nesse novo formato de contratação foi lançado no final de novembro de 2024 pela Petrobras.  Maiores informações disponível em https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/2683091c-393b-3b31-283b-b111bd58be42?origin=1

 

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Artigo publicado originalmente no Le Monde Diplomatique Brasil.