BP ainda tenta acertar o alvo em exploração do pré-sal

A potencial bonança ainda está longe, dois anos depois de a petroleira britânica ter se associado à Petrobras (PETR3, PETR4) e a uma unidade da China National Petroleum para vencer dois grupos rivais no leilão do bloco de águas profundas Peroba. Dados publicados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) mostram que as empresas não encontraram o tipo de hidrocarboneto esperado.

O primeiro poço, que normalmente custa entre US$ 90 milhões e US$ 150 milhões para perfuração, encontrou apenas dióxido de carbono e gás natural, segundo dados da ANP.

Campos de gás natural isolados não são rentáveis em águas profundas do Brasil, porque não há dutos suficientes para levar as moléculas aos consumidores em terra. Isso significa que o Peroba provavelmente não dará lucro, a menos que novas explorações levem a uma grande descoberta de petróleo.

A assessoria de imprensa da ANP confirmou os dados e disse que grandes acumulações de dióxido de carbono são possíveis no pré-sal. A BP não quis comentar sobre o bloco de Peroba, assim como o escritório da CNPC no Rio de Janeiro. A Petrobras, que opera o bloco, disse que os resultados ainda estão sendo analisados pelo consórcio.

Embora o plano mínimo de exploração tenha sido concluído com a perfuração do primeiro poço, as empresas continuam a estudar a área, disse a estatal em resposta por e-mail a perguntas. A Petrobras não quis comentar sobre o desenvolvimento de campos de gás natural independentes na área do pré-sal.

Foco no petróleo

“O pré-sal é bom, mas não é um mar de petróleo; ainda há riscos”, disse Marcelo de Assis, diretor de pesquisa upstream para a América Latina da Wood Mackenzie. “O gás em águas profundas é algo que não funciona. Todos os projetos estão focados no petróleo.”

A Petrobras, que é quem toma as decisões como operadora, possui muitos projetos de petróleo de classe mundial para desovar no portfólio. Um gigantesco campo de gás natural descoberto pela empresa em 2008 na mesma região de águas profundas ainda não foi desenvolvido.

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A intensa competição por blocos recentes do pré-sal significa que os campos precisam estar na faixa de 2 a 3 bilhões de barris para serem rentáveis, de acordo com Assis. Para descobertas menores, as operadoras precisarão renegociar os termos ou devolvê-los aos reguladores, disse.

Esforços em vão

Embora a BP tenha investido no Brasil desde que a Petrobras perdeu o monopólio de exploração, o esforço não resultou em produção ou reservas comprovadas como para as rivais europeias Royal Dutch Shell e Equinor, que aproveitaram os baixos preços do petróleo nos últimos anos para comprar campos existentes no pré-sal.

A campanha de perfuração em águas profundas da BP nos anos 2000, na costa da bacia do rio Amazonas, nunca deu frutos. Em 2011, a empresa comprou um grupo de ativos da Devon Energy por US$ 3,2 bilhões.

A petroleira vendeu a única propriedade produtora por US$ 135 milhões em 2013 e registrou perdas contábeis de US$ 2,2 bilhões relacionadas ao Brasil de 2013 a 2016. Até agora, nenhum dos prospectos restantes da Devon iniciou produção.

Ainda assim, a BP tem muitas chances no Brasil. Em julho, a ANP aprovou um plano de exploração para o Pau Brasil, um bloco do pré-sal que a empresa adquiriu em 2018, onde controla as operações.

Possui participações em 25 blocos do país e opera 6 deles, de acordo com o site da empresa. E o país tem mais três rodadas de leilões para águas profundas programadas para este ano, sendo que uma oferece acesso a reservas comprovadas.

O presidente da BP, Bob Dudley, adotou um tom cauteloso ao investir em novas rodadas, dizendo no início do mês em teleconferência realizada pelo JPMorgan Chase: “Você precisa ser cuidadoso lá”, porque é possível ter que pagar muito.

Seus comentários seguem uma mudança estratégica mais ampla na empresa. Em vez de gastar quantias enormes na mais nova descoberta como nos velhos tempos, a empresa tem reduzido os investimentos.

Uma de suas maiores descobertas de petróleo da última década foi o resultado do processamento de dados sísmicos em um campo descoberto em 1999 por meio de um supercomputador, um projeto muito mais barato do que perfurar um poço novo em uma fronteira desconhecida.

A petroleira britânica também mudou o foco para os chamados projetos de petróleo vantajosos, que são mais baratos de desenvolver, e o gás natural de baixo carbono.

Executivos da empresa têm dito desde pelo menos 2017 que, com a pressão para reduzir as emissões de dióxido de carbono e custos, alguns dos recursos de petróleo nunca serão explorados.