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Plano estratégico reitera metas e investimentos do anterior, mas estatal indica redução de 100 mil barris ao dia entre 2023 e 2027 por baixa natural
Atividade-chave da Petrobras, a meta da produção de petróleo nos próximos cinco anos, segundo o plano estratégico 2023-2027, está alinhada ao plano anterior, sem surpreender o mercado, ratificando a prioridade da estatal de investir no pré-sal. Porém, a previsão de menor volume de extração de petróleo no período chamou a atenção para o declínio natural dos campos do pré-sal, que vai exigir novos aportes para manter o nível de produção pretendido.
A Petrobras projeta para 2023 uma produção de 2,6 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/dia), unidade de medida que contempla a extração de óleo e gás natural. Isso se traduz numa produção operada (em parceria com outras empresas) de 3,8 milhões de boe/dia, de acordo com Fernando Borges, diretor de exploração e produção da companhia, ao apresentar o plano estratégico 2023-2027 na semana passada.
O volume extraído chegaria a 3,1 milhões de boe/dia em 2027, a mesma estimada para 2026, com produção operada na casa dos 4,7 milhões de boe/dia. “A produção é crescente em função do desenvolvimento dos ativos, principalmente nesse período de alavancagem, em termos de desenvolvimento do pré-sal”, disse o executivo.
Em 2023, 74% da produção virá do pré-sal, passando para 78% em 2027. Os números são muito próximos dos indicados no plano 2022-2026. Porém, a Petrobras indicou uma redução na produção em 100 mil barris diários entre 2023 e 2027, devido a dois motivos. A primeira causa é o acordo de coparticipação nos campos de Sépia e Atapu, ambos no pré-sal da Bacia de Santos.
Segundo a estatal, em nota, esse ajuste foi necessário, porque o plano estratégico 2022-2026 foi divulgado no dia 24 de novembro de 2021. Um mês depois, no dia 17 de dezembro, a companhia adquiriu, em consórcios com empresas parceiras, os direitos de exploração e produção dos volumes excedentes aos da cessão onerosa nos dois campos, na 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa no Regime de Partilha de Produção.
Como as jazidas estavam sob dois regimes (cessão onerosa e partilha), foram necessários ajustes na participação das empresas dos consórcios nos campos. O plano 2023-2027, na prática, reflete esses acertos, que resultaram na projeção menor da produção. Outro motivo são ajustes em cronograma de interligação entre poços, nos anos de 2024 e 2025, que foram compensados pelas projeções de produção total e comercial, prossegue a companhia em nota.
Ilan Arbetman, economista-chefe da Ativa Investimentos, diz que a perda de produção nesses anos é compensada no futuro com mais geração de valor à estatal. “É uma conta que traz ganho de eficiência para a frente”, afirma.
Borges destacou a elevação em 9% dos investimentos na exploração de novas áreas, para US$ 5,5 bilhões, com foco na reposição da produção que se perderá com o declínio natural dos campos em produção.
Segundo ele, “a gente luta contra um declínio natural da ordem de 10% ao ano”. Isso significa incorporar novos 300 mil boe/dia à produção a fim de fazer frente ao declínio e manter a produção na casa dos 3 milhões de barris. Uma das atenções é o campo de Tupi, um dos maiores produtores no pré-sal. Segundo Borges, Tupi é um campo que vai precisar aumentar a injeção de água, técnica usada para extrair mais petróleo dos reservatórios.
A Petrobras elevou em pouco mais de US$ 7 bilhões a previsão de investimentos para os próximos cinco anos, para US$ 64 bilhões, por causa da incorporação dos campos de Sépia e Atapu ao portfólio da Petrobras, entre outras razões. Dois terços desse valor seguem destinados para o pré-sal. Áreas de pós-sal nas bacias de Campos e de Sergipe-Alagoas demandarão 24% desse montante, dois pontos percentuais a menos do que o plano anterior, porém, de acordo com Borges, o investimento previsto de US$ 18 bilhões na Bacia de Campos visa compensar o declínio de outros campos.
Para a UBS, a Petrobras foi conservadora na meta de produção, ao considerar, também, atraso na operação de campos da bacia de Sergipe-Alagoas. A UBS ressaltou, porém, a resiliência dos projetos em cenário de stress, com preço do barril a US$ 35, e a entrada de 18 novas plataformas (FPSO, na sigla em inglês) em operação, 50% das novas unidades no mundo.
Valor Econômico