Exclusiva Petrobras: Contratação de FPSOs dependerá do cenário internacional, diz diretor de E&P

O diretor de Exploração e Produção, Joelson Mendes, tem em suas mãos investimentos bilionários e a execução da principal área da petroleira

Ao PetróleoHoje, Joelson Mendes antecipou que o planejamento estratégico para os próximos cinco anos trará uma projeção de crescimento da produção de óleo e gás constante, equivalente às anteriores, e que a meta de 2023 será batida.

Em 2022, a produção total, de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente (boe), cresceu 3,2% em relação ao ano anterior. A meta para 2023 é de um volume de extração de 3,8 milhões de boe por dia no conjunto das áreas operadas.

As grandes aquisições de plataformas e equipamentos já aconteceram, mas o cenário internacional pode mudar o rumo dos projetos e a contratação de plataformas previstas.

Mendes adiantou ainda que a Petrobras quer voltar para a África, sobretudo, com a formação de parcerias na Namíbia. Esse é o projeto de internacionalização mais próximo de sair do papel. “Há uma costa grande na África, que um dia foi encaixada à América do Sul, com perspectivas boas”, disse.

A Margem Equatorial continua sendo objeto de desejo da Petrobras. A expectativa é de que a Advocacia Geral da União (AGU), assim como o Supremo Tribunal Federal (STF), se posicione a favor da companhia. Na entrevista, o diretor afirmou também ser constantemente questionado pelo Tribunal de Constas da União (TCU) e que o mesmo pode ocorrer com um servidor do Ibama, caso as decisões de licenciamento não sigam “a boa técnica”.

Leia a seguir os principais trechos da entrevista:

Qual o seu sentimento quanto ao licenciamento da Foz do Amazonas?
Tenho quase a obrigação de ser confiante, porque atendemos tudo que o Ibama precisava. Existe uma clareza muito grande nossa quanto ao STF (que considerou que não há necessidade de realização da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar, ao contrário do que propõe o Ibama) e a gente espera que também a AGU coloque dessa forma.

Existe alguma possibilidade de o STF ser envolvido de fato nesse caso?
Não. Quem licencia é o Ibama. O que o STF colocou foi que não faz sentido solicitar uma AAAS. Mas a palavra final é do Ibama.

Então, não tem chance de judicialização?
Não vejo essa hipótese. Possível sempre é. Mas não estamos numa parceria, estamos sozinhos. Então, acho muito improvável que a gente entre num litígio de uma forma direta com Ibama nesse ponto. Temos vários litígios com a ANP e o Ibama. Mas, em relação a esse processo de licenciamento não, porque a palavra final é do Ibama. Não vejo muita chance de ganho, da Justiça dizer para o Ibama dar a licença. Acho até que pessoas podem responder com o seu CPF por estarem pedindo coisas inadequadas. Isso é outra questão. O servidor público não pode fazer as coisas da cabeça dele. Ele tem que tomar atitudes de acordo com a lei, com a boa técnica. Mas a palavra final é do Ibama e acredito que esse entendimento vai prosperar.

Quem poderia questionar um servidor público do Ibama?
Os órgãos de controle. O Tribunal de Contas da União. Eu sou questionado o tempo todo pelo TCU.

Acho até que pessoas podem responder com o seu CPF por estarem pedindo coisas inadequadas. Isso é outra questão. O servidor público não pode fazer as coisas da cabeça dele. Ele tem que tomar atitudes de acordo com a lei, com a boa técnica. Mas a palavra final é do Ibama e acredito que esse entendimento vai prosperar.

Em que fase está o projeto de Pitu Oeste, na margem equatorial do Rio Grande do Norte?
Estamos com uma interação grande com o Ibama. No Amapá, em águas profundas, não estamos mais conversando com o Ibama. Já demos todas as informações e esperamos a resposta do pedido de reconsideração. Em Pitu Oeste é diferente. Eles estão para marcar uma atividade pré-operacional, que são exercícios simulados. A gente acredita que seremos autorizados para isso em setembro.

As exigências do Ibama para Pitu Oeste são as mesmas das feitas para a Foz do Amazonas?
Não. O nome Amazonas gera outras questões e não há produção lá. Já no Rio Grande do Norte tem produção. As correntes marítimas são mais conhecidas. As comunidades estão mais presentes nas atividades. Evidentemente, apresentamos todos os estudos de deriva de mancha. Um vazamento gera uma mancha que vai para algum lugar. Isso tudo faz parte do licenciamento.

O plano é perfurar quantos poços em Pitu Oeste?
No planejamento estratégico, estão previstos 16 poços na margem equatorial como um todo, nas quatro bacias em que temos blocos exploratórios. Em Pitu Oeste são dois. Se a gente receber licença, seria primeiro para Pitu Oeste e depois para Anhangá, que está na região de Pitu Oeste. Vamos delimitar a região, onde, quem sabe, poderemos ter uma nova província. A ideia é perfurar um poço em seguida do outro e não ao mesmo tempo. Não temos recursos de barcos e helicópteros infinitos. Precisamos colocar tudo em sequência. No ano que vem, pretendemos perfurar dois poços na Colômbia onde tivemos uma descoberta de gás, por exemplo. Será também em sequência.

A sonda de Pitu Oeste será a que saiu da Foz do Amazonas e veio para a Bacia de Campos?
A gente pretende que seja a mesma e, se tudo der certo, será a mesma que irá para a Foz do Amazonas continuar o trabalho de onde a gente parou. A nossa melhor expectativa é usa-la em Pitu Oeste, depois em Anhangá e, em seguida, na Foz do Amazonas. A operação nos poços exploratórias demora de quatro a cinco meses. A nossa ideia é, em um ano, perfurar os dois poços no Rio Grande do Norte.

Como estão os projetos de operação fora do Brasil?
Estamos conversando muito com os nossos parceiros para, quem sabe, ter atividades na África e na América Latina.

Entre todos os projetos, o que sai primeiro?
O que está mais encaminhado é a perfuração na Bacia Potiguar e depois na Foz do Amazonas.

E no exterior, quais planos saem na frente?
Temos expectativas quanto à Namíbia, Nigéria, Serra Leoa… Há uma costa grande na África, que um dia foi encaixada à América do Sul, com perspectivas boas. Hoje, estamos com foco maior na Namíbia, mas ainda em fase exploratória, na aquisição de blocos, pensando mais no longo e médio prazos. A gente tem que fechar parcerias, até em blocos já licitados.

O que esperar da indústria de exploração e produção no mundo e na Petrobras, nos próximos cinco anos?
Não há muita diferença do Brasil em relação ao que está acontecendo no mundo. Estão todos trabalhando na descarbonização das suas atividades, com menos emissão por barril de óleo produzido. As FPSOs P-84 e P-85, para os campos de Sépia II e Atapu II, por exemplo, estão com os bids na rua. Esperamos receber propostas neste ano e quem sabe aprovar ainda em 2023 a decisão de investimento. Essas duas plataformas já estão incorporando tecnologias que chamamos de ‘all electric’. Tem uma quantidade de equipamentos que já vai ter uma emissão menor, principalmente, porque são todos elétricos.

Hoje, estamos com foco maior na Namíbia, mas ainda em fase exploratória, na aquisição de blocos, pensando mais no longo e médio prazos. A gente tem que fechar parcerias, até em blocos já licitados.

Quais mudanças são esperadas especificamente na fase exploratória?
Com o uso dos supercomputadores, de sísmicas mais modernas, fazemos menos poços exploratórios. Com isso, a emissão é menor. Gastamos menos também. Uma sísmica que levava um ano para ser feita passará a durar menos de seis meses. Pretendemos ser ainda mais certeiros na exploração. A gente acredita que, com menos investimentos, vai conseguir um maior nível de descoberta.

A Petrobras reduziu o investimento em exploração nos últimos anos. Isso vai ser revertido?
Isso já está sendo revertido. Vamos manter o nível de investimento previsto no planejamento estratégico, na faixa dos R$ 6 bilhões. Antes, o endividamento da Petrobras estava muito alto. Foi necessário cortar muitos custos e a empresa tinha muitos campos descobertos para desenvolver. Hoje, a situação econômica da companhia é totalmente diferente. A empresa não precisa mais economizar na exploração.

E na atividade de produção de óleo e gás, o que podemos esperar de transformação até 2028, além do uso de novas tecnologias de descarbonização?
Nos últimos anos, temos conseguido entregar a curva de produção prometida e projeções bastante confiáveis. O mesmo crescimento da produção que já vinha sendo divulgado continuará a ser divulgado no próximo planejamento estratégico. Neste ano, vamos entregar a meta de produção. Estamos muito tranquilos.

Alguma contratação nova para o E&P está no radar?
Há um crescimento grande no planejamento estratégico que será mantido. A novidade é que as nossas atividades de descomissionamento estão aumentando. As despesas já tinham sido provisionadas e agora estão sendo executadas. Boa parte do desmantelamento verde deve acontecer no país. Os nossos estaleiros ficarão cheios a partir do momento em que todos se prepararem. Além disso, muitos dos módulos das plataformas futuras serão construídos no Brasil. Hoje, temos tudo muito bem definido do que entra até 2028. Mas, muito provavelmente, até lá, a gente vai sancionar outros projetos oriundos das atividades exploratórias e de desenvolvimento da produção e vai para a rua.

Poderia dar um exemplo do que pode vir pela frente?
O que acabamos de fazer no campo de Marlim (na revitalização da Bacia de Campos) faremos em outros campos grandes. Pretendemos fazer em Albacora, onde há duas plataformas produzindo há 30 anos, que já estão no seu final de ciclo. Também estamos em negociação com a agência [Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis] e deve obter a extensão da concessão de Albacora. Neste ano, fomos para rua e, se tudo der certo, vamos receber o preço, negociar e conseguir tomar a decisão de investimento. Depois, tem a revitalização de Marlim Sul e Barracuda / Caratinga. Tem vários campos mais antigos de porte, nos quais ainda é vantajoso colocar mais uma ou duas plataformas, em um novo ciclo.

Mas essas plataformas já estavam previstas.
Sim, mas uma coisa é planejamento. Outra coisa é como vai estar a cotação do petróleo, quais preços vamos receber (nas licitações)… As plataformas estão no pipeline, mas isso não significa que vão acontecer. Tem que ter viabilidade econômica e isso depende de vários fatores. Os nossos projetos precisam ser resilientes. Os insumos, por exemplo, mudam de preço, como sondas de perfuração e embarcações para lançamento de linhas. Na média, eles estão 14% mais caros neste ano do que no ano passado. Mas está tudo indicando que o petróleo vai se manter em alta, que terão menos descobertas no mundo inteiro, menor oferta e isso significa, em geral, preços (do petróleo) um pouco maiores. A expectativa, portanto, é que o valor de resiliência aumente um pouco. Temos que considerar o petróleo mais elevado para que os projetos sejam resilientes.


Matéria originalmente publicada no PetróleoHoje em 18 de agosto de 2023.

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