E o mercado de plataformas de petróleo no Brasil? 

Nunca se demandou tanto petróleo. De acordo com Agência Internacional de Energia (IEA, em inglês), a média de 2023 será de 102,2 milhões de barris diários, o maior consumo anual já verificado até hoje.

Há várias previsões considerando diferentes cenários do avanço das energias renováveis. A demanda de petróleo diminuindo pouco ou muito, o fato é que o mundo vai continuar a produzir nos campos em operação, naqueles que virão para substituir os campos em declínio, ou naqueles que ainda estão sendo explorados. Diminuir demanda não é acabar com ela.

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O Brasil está entre os maiores emissores de gases de efeito estufa. Mas nossas emissões altas são devidas à forma como utilizamos a terra, e não devido à produção de energia. A matriz energética do Brasil é uma das mais limpas do planeta. A matriz elétrica então, imbatível.

Ou seja, o Brasil pode tranquilamente continuar explorando novos campos, aumentando a produção, que ainda estaremos com excelentes notas na questão de emissões para gerar energia quando comparados com o resto do mundo.

E não podemos esquecer que o petróleo brasileiro, em geral, é de excelente qualidade, exportamos bastante. Mais uma razão para não parar de explorar nem de produzir cada vez mais.

Faixa Equatorial. Sejamos sensatos, façamos todos os estudos necessários, por mais criteriosos que sejam, mas não deixemos nos levar pelo “ecofanatismo”. Exploramos o petróleo e o gás do país já por muitas décadas, somos uma indústria responsável, e considerando a pressão que este business sofre hoje, estamos ainda mais cuidadosos.

O negócio de O&G seria importantíssimo no desenvolvimento econômico e social daquela região. Sou do time que enxerga o copo meio cheio, acredito que no curto prazo vamos solucionar isso.

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Conteúdo local

Se levarmos em conta que uma plataforma que iniciar sua produção até 2030 provavelmente não vai estar mais produzindo ou produzindo muito pouco em 2050, notamos que ainda será necessário desenvolver muitos novos projetos só para manter a demanda esperada, seja em um cenário de queda alta ou de queda baixa.

A Petrobras sozinha tem seis licitações abertas no mercado no momento. Albacora, Barracuda, SEAP I, SEAP II, Sépia e Atapu! Modelos de contratação para todos os gostos, EPC, afretamento, sem conteúdo local, com conteúdo local, etc.

Falando em conteúdo local, nossa infraestrutura não comporta tantas unidades ao mesmo tempo. Não adianta forçar a barra, já vimos essa história antes.

Se a possibilidade de não cumprimento do conteúdo local é grande, e a multa é alta, isso aumenta o risco do projeto, afastando o fornecedor que vai buscar outras opções no mercado global. Aqui perto na Guiana e Suriname já existem grandes oportunidades. Na verdade, isso já está acontecendo.

Falando agora das especificações das novas plataformas. Hoje há, por exemplo, uma série de novas tecnologias voltadas para a redução de emissões durante a produção. Não vou entrar no detalhe aqui pois não é o foco deste artigo, mas o fato é que as plataformas estão bem mais complexas e bem maiores dependendo do campo onde serão instaladas.

Obviamente, o tamanho e a complexidade destes ativos se refletem nos seus custos. Se ainda levarmos em consideração a inflação nos custos da matéria prima e equipamentos, mais o custo financeiro, uma unidade pode chegar a ter um Capex de 3 bilhões de dólares.

Imaginem agora o mercado com várias delas. Linhas de financiamento nunca estiveram tão difíceis como agora. A pressão para reduzir o financiamento de ativos de produção de energia fóssil tem levado bancos e fundos tradicionais deste mercado simplesmente a parar de financiar tais ativos ou mesmo reduzir seu percentual em carteira. Como então financiar tantos bilhões de dólares?

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Coloquemos agora os tópicos discutidos acima todos juntos

A exigência de conteúdo local relevante e multas altas são fatores que decididamente dificultam na busca do financiamento internacional. A razão? O alto risco quando comparado com ativos sem esta exigência.

Projetos que não tenham hoje tecnologias comprovadas para reduzir as emissões também terão mais dificuldades na busca pelo financiamento disponível. Quanto mais tecnologias estiveram consideradas, melhor, pois assim os ativos ficam mais alinhados com as estratégias de sustentabilidade dos financiadores.

E os custos? Como uma empresa pode conseguir financiamento desta magnitude em um mercado com fundos reduzidos para ativos de O&G? O que se vê são as empresas quebrando a cabeça para desenvolver a “engenharia financeira” que permita a viabilidade do negócio. Veremos cada vez mais, empresas buscando parceiros para dividir riscos e investimentos.

Por tudo exposto aqui, entendo que explorar e produzir petróleo e gás no Brasil continua sendo um excelente negócio. Mas exigências de conteúdo local não coerentes à nossa capacidade, e multas elevadas devidas ao conteúdo local e às exigências contratuais, definitivamente não estão alinhadas ao momento que vivemos neste negócio, podendo ser potenciais deal breakers.

O mercado de hoje exige que os riscos sejam compartilhados por todos os stakeholders. Não dá para ficar de um lado só da mesa.

Este artigo expressa exclusivamente a posição do autor e não necessariamente da instituição para a qual trabalha ou está vinculado.

Antonio Souza é Diretor de Desenvolvimento de Negócios nas Américas da MISC BERHAD.