“O ambiente de negócios na atualidade, sem nenhuma dúvida, melhorou muito, mas tem ainda muito por fazer. Claramente, a nova mentalidade da atual gestão da ANP é o principal motor dessa melhoria no ambiente do mercado, apesar de não estar ainda 100% incorporada nas diversas instancias da Agência, mas compreendemos que isso é um processo. Por outro lado, ANP não pode fazer tudo sozinha, e nesse diapasão destaca-se a necessidade da cooperação da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e do MME (Ministério de Minas e energia) para que políticas possam ser estabelecidas no âmbito do CNPE, o que, de certa forma, tem acontecido, mas precisa ser intensificado”, resume Anabal Santos Jr., secretário-executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP).
Diego Reis, presidente CSENO – Câmara Setorial de Equipamentos Navais, Offshore e Onshore, da ABIMAQ – resumindo o quadro atual do setor de Gás Natural, cita a concentração do mercado nas mãos da Petrobras e fala com entusiasmo das expectativas de mudança nesse cenário: “Acompanhamos a venda da TAG e, ainda que a conclusão da venda dependa da aprovação dos órgãos reguladores competentes, já é um grande avanço na quebra do monopólio no transporte de gás natural, pois aproximadamente 70% da malha nacional de transporte, cerca de 9,5 mil km, passam a ser controlados pela iniciativa privada”.
A crescente produção de gás e a tendência de maior participação do produto na matriz energética para geração termelétrica, viabilizando a redução do preço da energia, somada à abertura do mercado no setor de P&G como um todo, levam o presidente da CSENO a destacar as oportunidades geradas para as indústrias da Câmara em negócios na cadeia do E&P, pois “o novo mercado significaria melhor aproveitamento do upstream, principalmente dos recursos do Pré–Sal, e também dos investimentos em escoamento, transporte e processamento. As mudanças que desobrigam a Petrobras de ser a única operadora do Pré-Sal também foram extremamente benéficas e conduzem à descentralização e à dinamização na concretização de investimentos após a assinatura dos contratos originados nos leilões”.
Entre os atores que desempenham novos papéis nesse cenário está a Shell, primeira empresa privada a produzir petróleo na Bacia de Campos (RJ) após a abertura do mercado. Para os fornecedores da indústria de petróleo e gás natural, “competitividade é a palavra-chave”, avisa Glauco Paiva, gerente Executivo de Relações Externas da empresa, destacando que “o Brasil possui experiência de ponta para oferecer soluções para projetos em águas profundas em todo o mundo. Atualmente, considerando nossos dez principais contratos, 61% dos nossos gastos anuais são com fornecedores locais. Considerando nossos 20 principais contratos, nosso percentual sobe para aproximadamente 65%, o que representa um gasto anual médio de quase R$ 700 milhões. E dos nossos 20 maiores contratos em termos de desembolsos anuais, 15 são locais. Aqui me refiro apenas aos ativos operados pela Shell Brasil. Se formos considerar os ativos não-operados, nossa parceria com a indústria local é ainda mais sólida”. Em resposta a esses resultados, a companhia prevê investir aproximadamente US$ 2 bilhões por ano até 2025, mas esse valor ainda pode aumentar, dependendo dos resultados dos próximos leilões.
Comprovando sua fala, Paiva cita alguns projetos em que empresas brasileiras são fornecedoras, no País e no Exterior. “Recentemente, pela primeira vez, a Shell contratou a Petroserv para o aluguel de uma sonda para manutenção de equipamentos no Parque das Conchas, na Bacia de Campos (RJ). Este ano, a Brava Star, da Constellation, está perfurando quatro poços em áreas operadas por nós. Além disso, temos tecnologia brasileira sendo exportada para projetos da Shell fora do Brasil. Alguns exemplos interessantes são o fornecimento de árvores de natal para o projeto Bonga, na Nigéria, e a usinagem de algumas peças para o projeto de Appomattox, nos Estados Unidos, pela Technip/FMC”, informa. E reforça: “Nos últimos anos, o Brasil ganhou ainda mais importância dentro do Grupo Shell e é hoje um dos principais focos de investimentos, tanto em águas profundas, quanto em novas energias”.
E, ao que tudo indica, o mercado vai estar em grande movimentação nos próximos anos. De olho nas informações divulgadas pela ANP, pelas Epecistas e pelas mayors, Claudio Makarovsky, presidente da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro), cita que até 2026 deverão ser contratados cerca de 30 unidades flutuantes de produção e transferência (FPSO). Informou, também, a existência de seis microrrefinarias em projeto e duas em construção para atendimento de campos onshore.
“Desse total de FPSO, dez estão sendo cotadas agora. Os reflexos desses investimentos na indústria de máquinas em equipamentos ocorrem três anos antes da previsão de produção do primeiro óleo”, estima Makarovsky, recomendando às empresas do setor vinculado à ABIMAQ “atenção a esses prazos na hora de contatar as contratantes dos fornecimentos, que são o primeiro elo da cadeia e estão reunidas na Abespetro”.
Os negócios vislumbrados por Makarovsky ainda englobam manutenção e revitalização de plataformas existentes e os campos maduros, que serão comercializados pela Petrobras e exigem investimento apenas no Enhanced Oil Recovery (EOR) ou fator de recuperação que, hoje, no Brasil, está em 24% na média, enquanto nos principais produtores globais atinge a casa dos 35%.