Graça Foster, presidente: executiva usou
recentemente a palavra
Rio de Janeiro (RJ) - Além dos problemas de sempre, entre os quais os
prejuízos contínuos com a venda subsidiada de gasolina e diesel, o grande
desafio da Petrobras em 2013 é conter a abrupta queda na produção de petróleo a
partir de 2009 nos campos antigos. A menor produção significa mais dificuldade
para transformar os pesados investimentos da companhia em receitas, e o tamanho
do tombo atingiu níveis alarmantes nos últimos três anos.
Em 2012, a Petrobras pode registrar a terceira queda da produção total em
seus 59 anos de existência. A primeira aconteceu em 1990, durante o governo de
Fernando Collor, e a segunda em 2004, quando a companhia produziu 3% menos que
no ano anterior. Apesar de ter alcançado um aumento de 1,5% na produção em
novembro, a estatal poderá ter encerrado 2012 e passar todo o ano de 2013 sem
obter nenhuma grande alteração na produção de óleo e condensado pelo terceiro
ano consecutivo. Até novembro, a produção de 2012 estava em 1,968 milhão de
barris diários, 2,3% abaixo dos 2,021 milhões de barris diários que atingiu em
2011.
Para entender o declínio da produção da petrolífera brasileira, a Bradesco
Corretora analisou a vazão de óleo de 8.878 poços de extração em terra e no mar
registrados no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), da ANP, ao longo
de sete anos, entre agosto de 2006 e agosto de 2012. Em agosto de 2011 o país
produziu 2,052 milhões de barris de óleo e condensado. Doze meses depois, a
produção era de 2,006 milhões. Mas quando descontada a produção (500 mil barris)
de novos poços que entraram em operação no período, o que se vê é que a taxa de
declínio da produção foi de 40% entre um ano e outro. Em volumes, esse
percentual significou redução de 679 mil barris por dia - mais de um quarto da
produção nacional - da qual a Petrobras responde por 91,5%, seguida por Statoil
(1,9%), BG (1,3%) e Sinochem (1,2%).
Os números mostram uma aceleração do declínio da produção maior do que a
geologia pode explicar. A média histórica de queda registrada na indústria,
sempre mencionada pela estatal, varia entre 7% e 10% da produção anual. Mas essa
taxa se refere à chamada depleção natural dos campos, que é causada pela queda
de pressão dos reservatórios ou das reservas em consequência da extração de
fluidos.
Os dados do Bradesco Corretora compilados pelos analistas Auro Rozembaum,
Bruno Varella e Marcos Dong com base no BDEP impressionam. Entre 2005 e 2010 o
declínio da produção foi de 32%, percentual que subiu para 38% entre 2010 e
2011, chegando aos 40% entre 2011 e 2012. Não só o declínio é maior que a média,
como estava acelerando. O tema preocupa enormemente a ANP.
O analista Rozembaum, da Bradesco, explica que para analisar as causas
desse declínio os poços foram divididos em duas categorias: os terminados ou
descontinuados (seja para manutenção ou por falta de equipamento) e os que foram
continuados, além dos novos.
Se desconsiderada a produção de novos poços que foram substituindo os que
estavam em declínio ou foram fechados, a queda na produção no espaço de um ano
foi de 27%. Ou seja, se a Petrobras não tivesse colocado nenhum poço novo em
operação, os 2,052 milhões de barris ao dia produzidos no Brasil em agosto de
2011 estariam em apenas 1,506 milhão de barris diários um ano depois, uma queda
de 27%. Como foram adicionados 500 mil barris produzidos por 834 novos poços
perfurados (alguns em campos antigos) no final a queda líquida foi de
2,2%.
O declínio pode ser visto de vários ângulos. A queda da produção dos poços
antigos como percentual da produção saltou de 11% em 2006 para 27% em 2012. "É
uma bicicleta que, enquanto estiver desse jeito, não adianta pedalar. Eles vão
ficar pedalando e acrescentando produção nova, mas o ralo está muito grande. É
preciso fechar esse ralo", resume Rozembaum, lembrando que a Petrobras já está
corrigindo o problema com os investimentos do Programa de Aumento da Eficiência
Operacional (Proef).
O analista destaca que a forte piora da produção da Petrobras nos últimos
dois anos é explicada pela descoberta do pré-sal, em 2007, que mudou o resultado
do jogo. "Naquela época a Petrobras não tinha nem equipamentos nem dinheiro e
precisou refazer não apenas sua estratégia como também sua escala de produção.
Naquela altura, resolver o problema do dinheiro foi fácil, mas demorou cinco
anos para chegar ao número adequado de sondas capazes de perfurar em águas
profundas", diz Rozenbaum.
Com o pré-sal, a Petrobras se deparou com uma "Escolha de Sofia", título do
relatório do Bradesco emprestado do livro de William Clark Styronx em que uma
mãe judia foi obrigada por um nazista a escolher qual dos dois filhos seria
levado para a câmara de gás. No caso da estatal, a escolha impossível significou
usar equipamentos disponíveis para manter os níveis de produção da época ou
cumprir os compromissos de exploração do pré-sal para atender os prazos
estipulados pela ANP para não perder áreas.
A decisão, conhecida, foi correta, diz Auro Rozembaum. Apesar de ter
resultado na difícil situação atual, o analista do Bradesco vê uma série de boas
notícias. A primeira delas é que a Petrobras já tem 40 sondas de perfuração à
sua disposição, a segunda é que a queda da produção não se deveu ao esgotamento
dos reservatórios - caso do México -, mas sim à falta de equipamentos que levou
a uma manutenção inadequada dos ativos. "A terceira boa notícia é que a produção
do pré-sal é uma surpresa positiva e ficou muito além das expectativas",
diz.
Os poços do pré-sal estão produzindo uma média de 26 mil a 32 mil barris de
petróleo por dia, muito além da expectativa inicial da Petrobras, que era de
produzir 15 mil barris diários, na média.
Em dezembro, a presidente da Petrobras, Graça Foster, usou a palavra
"manutenção" para descrever sua expectativa de performance da produção em
2013.
Essa também é a expectativa de bancos de investimentos, que só esperam uma
reação em 2014. Para 2013, o Bradesco não vê aumento e o Credit Suisse espera
uma média de 2,016 milhões de barris por dia, 0,25% menor que os 2,021 milhões
de barris/dia registrados em 2011.
O Itaú BBA é mais pessimista: espera queda de 2% no ano passado e para
2013, a expectativa é que a produção seja de 1,985 milhão de barris diários
devido ao grande numero de paradas e o esperado atraso na entrega de novas
plataformas com capacidade total de processar 590 mil barris de petróleo. As
novas unidades são a Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty (nos campos de
Sapinhoá e Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos) e as plataformas P-61 e
P-63 (Papa-Terra) e P-55 (Roncador).
Fonte: Valor Econômico
