A situação do mercado mundial de petróleo mudou radicalmente nos últimos meses forçando um ajuste das empresas operadoras. O preço do barril brent que era de US$ 100 em setembro de 2014 atingiu menos de US$ 30 no início de 2016. Em função da redução de receitas, as empresas de petróleo reduziram fortemente seus investimentos. A Agência Internacional de Energia aponta que os investimentos das petroleiras caíram 24% em 2015 e devem reduzir mais 17% em 2016 (IEA, 2016).
O ajuste é mais drástico na América do Norte, onde a concentração em projetos de recursos não convencionais implica em custos mais elevados. O número de sondas em operação caiu pela metade nos EUA a partir do final de 2014. Este corte nos investimentos não deve ser suficiente para impedir a quebra de um grande número de empresas americanas. A consultoria americana CreditSights estima que cerca de 45% das empresas americanas de petróleo correm risco de recorrer a alguma modalidade de recuperação judicial até 2017 se os preços permanecerem no patamar atual.
O estudo World Energy Investment Outlook – WEIO da Agência Internacional de Energia analisa os custos médios de exploração e desenvolvimento (ou seja, exclui o custo de operação) de diferentes áreas e tipo de petróleo em produção no mundo. Segundo o WEIO (2014), os custos de exploração e desenvolvimento variam entre 7 e 35 dólares por barril (Figura 1). O petróleo convencional do Oriente Médio apresenta o menor custo, enquanto o óleo não-convencional produzido nos EUA apresenta o custo mais elevado. O óleo de reservatórios offshore em águas profundas apresenta um custo intermediário, de cerca de 18 dólares por barril.
Figura 1 – Custos de Exploração e Desenvolvimento por Área e Tipo de Petróleo
FONTE: WEIO – 2014
Os níveis de custos apontados anteriormente podem parecer relativamente baixos quando comparados aos níveis dos preços do petróleo, entretanto, estes custos não incluem custos de operação dos campos e os custos com impostos e encargos.
Tendo em vista a importância das participações governamentais para o financiamento do Estado, uma forma de se avaliar os custos da produção petrolífera é incluir como custo o volume de recursos necessários para financiamento do orçamento estatal. Quando avaliamos os custos petrolíferos sobre está ótica, os países do Oriente Médio, que apresentam um baixo custo sem considerar as participações governamentais, passam a apresentar um custo total elevado.
A empresa Deloitte estimou os custos de produção considerando a necessidade de arrecadação pelo Estado em diferentes países da OPEP (ver Figura 2). Nesta perspectiva, Irã, Argélia, Nigéria e Venezuela são países de custo de produção elevado. Ou seja, com o preço de petróleo abaixo de 100 dólares, o setor petrolífero não é capaz de sustentar a necessidade de financiamento dos governos, com consequências políticas e macroeconômicas para estes países.
Ressalte-se ainda, que mesmo países da OPEP de com nível mais baixo de custos têm problemas de sustentabilidade macroeconômicas nos atuais níveis de preços do petróleo. Em 2015, o déficit do governo da Arábia Saudita atingiu o valor de US$ 98 bilhões de dólares. Em 2016, o país implementou uma série de reformas econômicas buscando reduzir o déficit, incluindo privatizações, corte de subsídios e aumento de impostos.
Figura 2 – Custos de Produção de Petróleo Incluindo a Necessidade de Financiamento do Estado
Fonte: Deloitte (2015)
Historicamente, os custos de exploração e produção de petróleo apresentam forte correlação com os preços de petróleo. Toews e Naumov (2015) utilizam técnicas econométricas para apontar que um incremento (ou redução) de 10% nos preços do petróleo aumenta (diminui) em 4% a atividade de perfuração e em 3% os custos de perfuração, que são os custos mais representativos do segmento de E&P, dentro de um intervalo de um ano a um ano e meio.
O período de 2000 a 2014 se caracterizou por elevação progressiva dos preços do petróleo e, portanto, por uma inflação dos custos de E&P. Nesse período, o índice de custos de capital da atividade de Upstream elaborado pela IHS aumentou em 130%.
O mesmo índice (UCCI) mostra queda acentuada após a queda de preços do petróleo. Desde o terceiro quadrimestre de 2014, os custos caíram 25%. No entanto, como percebe-se na figura 3, a amplitude de variação do índice de custos é bastante inferior à dos preços.
Figura 3 – Evolução dos preços do petróleo (Brent) e do indíce de capex de upstream da IHS (UCCI)
Fonte: IHS e EIA/DOE
Como fica o Brasil neste contexto? A disputa atual no mercado mundial é para decidir quem vai reduzir a oferta de petróleo. Neste sentido, os investimentos do Pré-sal representam um alvo interessante nesta disputa, já que esses podem dobrar a produção nacional de petróleo. Entretanto, esta expansão depende da competitividade dos custos de produção no Pré-sal.
O Pré-sal é uma nova fronteira geológica que requer tecnologias novas, com custos ainda elevados, porém com grande potencial de redução através do processo de inovação tecnológica. Apesar da enorme produtividade dos poços, trata-se de uma área offshore de águas profundas que requer poços caros que atravessam uma espessa camada de sal.
Neste contexto, é fundamental acelerar o processo de aprendizado tecnológico de forma a trazer os custos do Pré-sal para um patamar seguro. O desafio que se coloca é reduzir o nível de custo de produção no Pré-sal para que o break-even dos projetos caia de um patamar de 50 dólares para cerca de 30 dólares. Após os ajustes estruturais na Petrobras, esta redução de custo deveria ser o principal desafio estratégico do setor petrolífero nacional. Neste patamar de viabilidade (cerca de 30 dólares), o Brasil poderia ser atrativo para investimentos não apenas da Petrobras, mas de operadoras privadas, mesmo no pior cenário para evolução do mercado mundial de petróleo. Este desafio estratégico deve ser colocado não apenas para as empresas, mas também para o governo Brasileiro. Este último tem condições de contribuir muito para a redução de custos sofisticando e melhorando a política de conteúdo local e a taxação sobre o setor.
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