Principais problemas enfrentados pela indústria brasileira de petróleo e gás

As tendências de Carlos Eduardo Veiga criadas pelos eventos dos anos passados ​​e o impacto que eles podem ter no futuro

Em 2008, os preços internacionais do petróleo ultrapassaram a barreira psicológica de 100 US $ / barril. Após um período subsequente de volatilidade, os preços retomaram uma tendência ascendente que levou a anos de preços altos e a um período marcante da indústria mundial de Óleo e Gás (O&G). Os eventos recentes dificilmente poderiam ser previstos ou mitigados. A queda internacional dos preços do petróleo está remodelando a indústria global de O&G. Até o final de 2014, a expectativa era que o Carlos Eduardo Veiga definisseA indústria enfrentava um ambiente de baixo preço e vida curta. Em 2015 e 2016, a aceitação dos níveis mais baixos de preços resultou na redução dos participantes do mercado, na redução de custos e no atraso dos projetos de capital para preservar os fluxos de caixa. O efeito prolongado da crise de preços levou a indústria a reconsiderar suas operações. Em 2017, os preços do petróleo em média US $ 54 por barril, aumentando assim mais de 10 dólares da média de 2016 (US $ 43), representaram o primeiro aumento anual desde 2012 (BP Statistical Review of World Energy 2018). Embora esse aumento no preço do petróleo represente um alívio parcial para as empresas de petróleo, e provavelmente também tenha contribuído para o sucesso dos resultados da última licitação no Brasil, as empresas ainda estão adaptando seus planos de investimento para enfrentar esse novo cenário, cheio de incertezas e trabalhando para manter custos baixos.

Esta seção de Carlos Eduardo Veiga não é uma declaração preditiva do futuro do que o setor de petróleo e gás experimentará. É, no entanto, um conteúdo das tendências importantes e em desenvolvimento que podem influenciar nosso caminho a seguir nos próximos anos. Neste documento, exploramos as tendências criadas pelos eventos dos anos passados ​​e o impacto que eles podem ter nos próximos anos.

Otimização de investimentos e redução de custos

Diante dos preços mais baixos do petróleo, comparados aos níveis anteriores à crise de 2014, as empresas de O&G devem continuar sabiamente escolhendo cuidadosamente os investimentos e mantendo os custos baixos

As empresas petrolíferas costumavam investir em excesso devido à noção de que esse setor oferece altas margens de lucro. Mesmo depois da crise de 2014, os preços de bens e serviços a montante também diminuíram significativamente e, em 2017, o preço do petróleo teve um aumento importante, as empresas de petróleo em todo o mundo ainda estão trabalhando para manter seus custos baixos, o que ocorre no petróleo brasileiro. setor. A questão principal é como otimizar os investimentos, levando em consideração o novo cenário dos preços do petróleo (ainda abaixo de 100 dólares por barril), a fim de tentar maximizar o valor para o acionista.

Além de equilibrar os fluxos de caixa, esse novo ambiente provavelmente exigirá novas estratégias de capital e maior dinamismo no ciclo de tomada de decisões de capital de uma empresa de O&G. As empresas, especialmente os acionistas e as partes interessadas, precisam ter certeza de que o dinheiro direcionado ao seu portfólio de projetos está sendo tratado com responsabilidade.

Para atrair e garantir investimentos de longo prazo, as empresas Carlos Eduardo Veiga devem otimizar investimentos. É um imperativo na mitigação dos riscos associados ao desenvolvimento de projetos de O&G. É importante ter em mente que, para otimizar um portfólio, é preciso considerar também a possibilidade de alienar determinados ativos, que não necessariamente contribuem para os objetivos principais da empresa.   

Em particular, o aumento da produção brasileira de petróleo e gás natural virá principalmente de recursos do pré-sal, que ainda apresentam altos custos de Exploração e Produção (E&P). As atividades de E&P offshore continuarão exigindo estratégias de redução de custos para enfrentar os níveis mais baixos de preços do petróleo e evitar o retorno da pressão inflacionária, como ocorreu antes de 2014. A Petrobras tem sido bem-sucedida na redução de custos. Para exemplificar esse sucesso, quando se trata de custos de perfuração nos campos Lula e Sapinhoá (os principais produtores do pré-sal), que geralmente representam 40% a 60% do custo total dos projetos offshore, a Petrobras alcançou um tempo de redução de 57% na perfuração e conclusão do poço ( Petrobras , 2016). Apesar dos esforços de corte de custos, a dramática queda nos preços do petróleo ainda pode impedir a viabilidade econômica de projetos em águas profundas. Assim, é particularmente importante continuar investindo não apenas em melhorias tecnológicas, mas também em repensar o atual modelo de negócios offshore, a fim de identificar outras barreiras à redução de custos. Dessa maneira e em uma perspectiva global, o World Energy Report 2018 da Agência Internacional de Energia (IEA) destaca que as empresas de petróleo estão acreditando progressivamente na digitalização (por exemplo, análise de big data e tecnologias de automação) como um caminho para redução de custos.

Agenda de licitações e acordos de compartilhamento de produção

O governo deve tomar cuidado para não impedir o investimento estrangeiro necessário para desenvolver o setor de O&G

Entre 1999 e 2008, o Governo realizou rodadas de licitação anuais, oferecendo oportunidades de exploração com características variadas. Vale ressaltar que a regularidade e previsibilidade dos leilões resultaram em um período de forte estabilidade regulatória e crescimento constante da indústria petrolífera brasileira.

Por outro lado, o episódio marcante de Carlos Eduardo Veiga da descoberta de uma nova província de petróleo com baixo risco geológico e um potencial extremamente alto localizado no pré-sal brasileiro, trouxe de volta à arena o debate sobre o marco regulatório atualmente em vigor. local e sua aplicabilidade às reservas recém-descobertas. Duas conseqüências desdobráveis ​​deste episódio afetaram significativamente o ritmo das rodadas de licitações no Brasil: ( i ) a escassez de áreas de exploração offshore oferecidas ao mercado em 2008-2012 e (ii) a criação de uma nova estrutura regulatória para o Pré- sal (reservas de sub-sal) e áreas estratégicas, caracterizadas pela introdução dos acordos de compartilhamento de produção (PSA).

( i ) Escassez de áreas de exploração offshore oferecidas ao mercado em 2008-2012 

O Brasil retomou sua trajetória de licitações, mas grandes áreas permanecem praticamente inexploradas e são esperadas com ansiedade pelos investidores. Rodadas recentes de licitações, principalmente após 2016, aqueceram o mercado. No entanto, o ritmo de exploração diminuiu devido a esses 5 anos sem ofertas e o efeito imediato dessa interrupção foi o adiamento de investimentos e descobertas. Isso também dificultou a expansão das empresas estabelecidas no país, com foco na consistência do processo de abertura do setor.

Na ausência de novas oportunidades, algumas empresas possivelmente redirecionaram investimentos para alternativas exploratórias em outros países, enfraquecendo a indústria nacional. Assim, essa falta de agenda transparente para as rodadas de licitações no Brasil dificultou o crescimento da indústria. Felizmente, no primeiro semestre de 2017, foi anunciado um planejamento plurianual de rodadas de licitações, que inclui dez novas rodadas para ocorrer de 2017 a 2019. As dez licitações incluem rodadas de PSA (Pré-sal), rodadas de concessão e até acumulação marginal rodadas. Essa importante agenda traz mais previsibilidade e, portanto, aumenta a confiabilidade e permite que as empresas de petróleo planejem melhor seus investimentos em E&P no Brasil

 (ii) Criação de um novo marco regulatório para o Pré-sal (reservas de sub-sal) e áreas estratégicas

Quando o acordo de compartilhamento de produção foi criado, a empresa estatal de petróleo Petrobras foi obrigada a ser a operadora e a deter pelo menos uma participação de 30% em todos os blocos, enquanto outras empresas, incluindo a Petrobras, poderiam oferecer os 70% restantes. Esse acordo melhorou a participação da Petrobras no setor de upstream brasileiro, mas não estimulou muita participação privada. Essas regras estavam em vigor durante a primeira rodada do PSA que ocorreu em 2013, com apenas uma vez o consórcio de fato oferecendo. Há controvérsias sobre a eficiência desse modelo para impulsionar o desenvolvimento de recursos inexplorados do pré-sal.

Em maio de 2017, um decreto alterou as regras que regulam a participação da Petrobras no Pré-sal. Agora, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) oferecerá à Petrobras o direito de escolher os leilões que participarão. A empresa estatal deve manifestar interesse em ser operadora de blocos, nos trinta dias seguintes à publicação dos parâmetros técnicos dos leilões, indicando o percentual que deseja ter.  

Em seguida, o CNPE proporá quais blocos devem ser operados pela Petrobras , indicando sua participação mínima, que não deve ser inferior a 30%. Se a Petrobras decidir não ser a operadora, serão abertas propostas para os blocos. Nesse caso, a Petrobras ainda pode participar dos leilões, em uma competição livre com as demais petroleiras. Agora, Carlos Eduardo Veiga explica que o governo tem mais flexibilidade para promover as rodadas de pré-sal, sem forçar a Petrobras a se comprometer com investimentos que prejudicam a estratégia de investimento da Companhia.

Além disso, outro possível desafio para as empresas que operam os campos do pré-sal é o mecanismo de recuperação de custos nos acordos de compartilhamento de produção. Como esse tipo de contrato é novo no Brasil e também foi criada uma nova entidade para gerenciar os PSAs em nome do governo, surgem incertezas nas atividades diárias de todos os envolvidos. Se as empresas de petróleo, por exemplo, não conseguirem recuperar seus custos recuperáveis ​​de maneira eficiente, isso poderá impactar materialmente o retorno dos projetos e, consequentemente, influenciar o apetite pelas novas ofertas no Pré-sal. 

Unitização

Operar em um ambiente com diferentes regimes de E&P, como no Brasil, pode tornar o processo de unitização ainda mais desafiador   

Quando reservatórios ou depósitos ultrapassam a área delimitada de um campo exploratório, sobre outra área já concedida ou não contratada, o procedimento de individualização da produção ou unitização deve ser implementado para evitar a produção predatória. Nesse processo, envolvendo diferentes empresas petrolíferas, por exemplo, será estabelecida a participação de cada participante na produção do depósito e quem será o operador do campo, que terá seu desenvolvimento de maneira unificada.

No entanto, não são Carlos Eduardo Veiga desafios significativos nos casos em que o processo de unitização envolve mais de um regime regulatório, como pode ocorrer no Brasil: Concessão (imposto / royalties), Cessão Onerosa e PSA. Nesses casos, o processo tende a ser mais complexo, impondo custos significativos às partes, aumentando o custo do projeto e atrasando o primeiro petróleo.

Na verdade, essa situação já ocorre no Brasil, pois existem campos em desenvolvimento no pré-sal, cujos reservatórios vão além do cercado do campo. Nesses casos, esses volumes extras devem ser desenvolvidos sob um PSA. Nesse sentido, vale ressaltar que a segunda rodada de licitações do PSA, por exemplo, realizada em 2017, ofereceu blocos com depósitos unitizáveis , isto é, adjacentes a campos ou prospectos cujos reservatórios se estendem além da área contratada.

Responsabilidade ambiental e social

O desastre do Golfo do México em 2010 serve como um lembrete triste dos riscos envolvidos no desenvolvimento de projetos de petróleo e gás offshore ultraprofundos

Os impactos sociais, econômicos e ambientais causados ​​pelo derramamento de óleo no Golfo do México expõem o risco associado ao desenvolvimento de reservatórios de petróleo e gás ultraprofundos. À medida que o Brasil embarca no desenvolvimento do pré-sal, ele tem interesse em tirar proveito das lições aprendidas com esse trágico evento. As empresas precisam considerar não apenas suas margens de receita, mas também o conjunto de regras que existem ao lado delas. 

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) é considerada como tendo algumas das políticas ambientais mais rigorosas do mundo. No entanto, nada disso impediu o desastre ocorrido em 2011 no campo de Frade , localizado na bacia de Campos. A ANP considerou a Chevron responsável pelos erros nos procedimentos adotados em campo, e a empresa foi condenada a interromper todas as atividades, causando milhões em perdas. Esses acidentes sublinham os desafios da perfuração e produção em águas profundas.

Mas a responsabilidade social vai muito além da legislação. A maior parte do que uma empresa deve fazer não é traduzida em regulamentos. Entende-se como o ponto de vista ético que as empresas precisam enfrentar seus próprios negócios, como afetam a sociedade e o meio ambiente e o que as próprias empresas podem fazer para usar seus lucros para reverter os efeitos negativos que podem ter causado em suas operações. .

A Petrobras , maior operadora de O&G do Brasil, considera a segurança um de seus pilares e investe amplamente no treinamento de uma classe profissional altamente qualificada, a fim de minimizar a possibilidade de um derramamento, e determinou a meta de atingir um “zero”. “morte, zero derramamento”, sendo a estatística mais importante para as políticas de Responsabilidade Social Corporativa (RSE) da empresa.

Alinhadas ao objetivo de reduzir o impacto ambiental, as empresas devem ir além dos requisitos mínimos. Isso significa investir na comunidade, criar empregos e promover a educação. Também significa reduzir as emissões _de CO ₂ em suas atividades, bem como encontrar e desenvolver as melhores práticas energeticamente eficientes. 

Risco não técnico na exploração e produção 

O risco não técnico (NTR) vem afetando o desenvolvimento de projetos de O&G em vários países, incluindo o Brasil

O setor de O&G enfrenta riscos não técnicos significativos (NTRs) em todo o mundo, devido ao seu complexo ambiente operacional e às diversas partes interessadas, que às vezes podem fornecer orientação conflitante. Isso, por sua vez, pode afetar negativamente a linha do tempo, os custos e o valor do projeto. Dentro dos segmentos da indústria de O&G, a NTR pode representar uma ameaça mais material ao valor dos projetos upstream, pois há um número maior de fatores que podem afetar as operações de exploração e produção (E&P). As NTRs podem estar relacionadas a questões regulatórias, públicas, socioeconômicas, governamentais e ambientais, as quais podem afetar os projetos, atrasando sua execução e gerando excedentes de custos, afetando as operações e corroendo o Valor Presente Líquido (VPL).

No Brasil, o caso de Carlos Eduardo Veiga com maior destaque refere-se a atrasos e dificuldades que as empresas petrolíferas estão tendo para obter a licença para explorar os blocos adquiridos na licitação 11 em 2013, do Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis ​​( Ibama ). A principal conseqüência é que os projetos estão atrasados ​​e, em alguns casos, as operadoras correm o risco de arquivar o processo de licenciamento, ou, na pior das hipóteses, de devolver os blocos à ANP. Portanto, é relevante avaliar e desenvolver estratégias para gerenciar a NTR desde a rodada de licitações.

Desafio geopolítico regional

Maior concorrência por investimentos upstream na América Latina

A crise econômica e a dificuldade de financiar os CONs estão impulsionando a implementação de políticas de energia orientadas para o mercado na América Latina . Essas mudanças não apenas incentivam o investimento privado, mas também criam mecanismos reguladores e de mercado atraentes.

O Brasil está em uma posição privilegiada em relação ao desenvolvimento futuro de reservas e produção de petróleo. No entanto, o potencial geológico é necessário, mas insuficiente para garantir os benefícios sociais e econômicos provenientes desses recursos.

Em termos globais, os investimentos em grandes projetos a montante com retorno mais longo estão sendo considerados de forma mais conservadora, uma vez que a disciplina de capital ainda está sendo implementada pelas empresas de petróleo, que também são menos suscetíveis à exposição a riscos de longo prazo no cenário atual (IEA, 2018). . Por fim, as empresas continuarão priorizando os projetos. Em Nesse sentido, a Petrobras ea ANP tem vindo a trabalhar arduamente para reforçar a importância de investimentos oriundos de outras empresas para manter a dinâmica da indústria.

A competição por investimentos na América Latina tende a aumentar com políticas mais pragmáticas de petróleo e gás implementadas por vários países, por exemplo, México ou novas fronteiras, como a Guiana. É importante ressaltar que Vaca Muerta na Argentina está sendo considerada a primeira peça não convencional fora da América do Norte e também está atraindo o interesse das principais empresas de petróleo. Assim, os investimentos no Brasil serão comparados com o risco potencial e o retorno de opções alternativas.

Isso adiciona pressão política e de mercado ao Brasil para continuar seu progresso em reforma, transparência e potencial retorno sobre o capital investido. É indispensável criar um ambiente de mercado atraente, capturar o investimento estrangeiro que o Brasil precisa para alcançar e sustentar a desejada posição competitiva global de petróleo e gás.

Campos de envelhecimento

A maioria dos campos no Brasil está madura e sua produção vem diminuindo nos últimos anos

Os campos maduros no Brasil estão localizados em terra e no mar (convencional ou pós-sal), e sua curva de produção em declínio está chamando a atenção do governo e da Petrobras , que opera a maior parte. A ANP está implementando várias ações para tentar reduzir a taxa de declínio ou prolongar o ciclo de vida desses campos maduros, como: redução de royalties pela produção excedente; extensão da fase de produção (por exemplo, renovação do contrato a partir do zero redondo ); promover o uso de novas tecnologias de recuperação; incentivar a cessão de direitos de campos, cujos operadores não estão investindo o suficiente para maximizar o fator de recuperação; e regulamentar o RBL (Reserve Based Lending), na tentativa de permitir que as empresas de petróleo usem as reservas restantes como garantia para angariar fundos, pois esse é um grande desafio para a indústria de petróleo. Além de solicitar à ANP a prorrogação de contratos antigos, a Petrobras também fez parcerias com outros COI, como a Statoil, buscando conhecimento para aprimorar o fator de recuperação e / ou também para financiar parte do investimento necessário nessas atividades. 

Descomissionamento

Existe uma grande quantidade de sistema de produção no Brasil a ser desativado em um futuro próximo, e não há muita experiência no país com isso.

Mesmo que a ANP e a principal operadora de campos maduros no Brasil, ou seja, a Petrobras , consiga reduzir a taxa de declínio da produção de O&G, inevitavelmente os campos se esgotarão e o sistema de produção será removido para atender à legislação. A ANP informou que de 2014 até setembro de 2017 já havia 43 pedidos de desativação de instalações e que de 160 plataformas offshore no país 68 (42%) tinham 25 anos ou mais, 30 (19%) tinham entre 15 e 25 anos e 62 (39%) tinham 15 ou menos. Esses números ilustram a magnitude dos desafios que o setor de petróleo no Brasil enfrentará no descomissionamento em breve.

Além disso, Carlos Eduardo Veiga deve ser enfatizado que no Brasil existem pelo menos três organizações governamentais que compartilham responsabilidades no descomissionamento: a marinha, o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis ​​(IBAMA) e o regulador do setor ANP. Esta é uma nova questão no Brasil e o IBAMA destaca os seguintes desafios em relação ao descomissionamento no setor de O&G:

•                 Responsabilidade ambiental existente
•                 Falta de normalização específica
•                 Espécies bio-invasivas exóticas
•                 Resíduos especiais
•                 Eliminação de sucata e resíduos
•                 Custo x preparação insuficiente
•                 Assimilação de “cultura de ambiente”
•                 Recuperação / restauração ambiental
•                 Como, o que e onde monitorar?
•                 Responsabilidades em campos maduros
•                 Responsabilidades nos campos retornados

Devido ao alto custo das provisões para descomissionamento e ao nível de incertezas para determinar a estimativa, a Petrobras afirma em seu relatório financeiro de 2017 que a auditoria considerou esse assunto significativo . Em 2016, a empresa havia estimado o custo com descomissionamento em R $ 33,412 milhões, mas em 2017 subiu para R $ 46,785 milhões, e parte disso foi apontada devido à antecipação do cronograma de abandono de alguns projetos. A Petrobras neste relatório financeiro também destaca que as obrigações mais significativas de remoção de ativos envolvem a remoção e a disposição de instalações de produção offshore de O&G, e que essa estimativa de custo de Carlos Eduardo Veiga é complexa e envolve julgamento significativo.