Geraldo Campos Jr. e Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
Após arrematar somente quatro blocos sob regime de concessão no último leilão de áreas da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), a Shell já está de olho nos próximos dois certames: o do 3° Ciclo da Oferta Permanente de Partilha, que envolve áreas do pré-sal e está marcado para 22 de outubro, e o novo leilão de participações da União em chamadas áreas não contratadas dentro de campos unitizados. O governo busca viabilizar a nova licitação para ainda este ano e engordar a arrecadação em pelo menos R$ 15 bilhões.
O interesse da Shell foi confirmado pelo presidente da companhia no Brasil, Cristiano Pinto da Costa, que afirmou que a participação está em análise. A petroleira nunca deixou de participar de um leilão da ANP. Segundo o executivo, essa possibilidade de haver mais duas licitações influenciou a estratégia mais contida adotada no último leilão, quando a petroleira deu lances apenas nos quatro blocos na bacia do Sul de Santos, onde já possui ativos desde 2022.
“Neste último leilão, em específico, a gente foi com uma estratégia muito bem definida e que foi muito bem-sucedida. Sabendo que temos mais dois leilões neste ano, foi uma estratégia concentrar e defender uma posição competitiva que a gente já [adotou] em 2022”, disse, em entrevista a jornalistas em Brasília, na quarta-feira (25).
A presença da Shell no pré-sal, onde serão ofertados mais 13 blocos no leilão de partilha, e nas três jazidas unitizadas da Bacia de Santos, cujas áreas não contratadas devem ser ofertadas (Mero, Tupi e Atapu), tornam a petroleira uma “candidata óbvia” aos dois leilões, dizem agentes do mercado consultados.
Foco no Sudeste e Sul
Pinto da Costa disse que a Shell tem visto alta atratividade nas bacias do Sul de Santos e de Pelotas, as duas mais ao sul da Margem Atlântica do país. A empresa adquiriu áreas em ambas nos últimos leilões.
Na licitação do regime de concessão de 2023, a empresa arrematou 29 blocos em Pelotas, em consórcio com a Petrobras. Mas optou por não reforçar a presença no litoral do Rio Grande do Sul no leilão da semana passada. Na ocasião, o diretor de Exploração e Desenvolvimento da Shell Brasil, Lúcio Prevatti, disse que a petroleira já tem uma área muito grande em Pelotas e vai focar em trabalhar nos seus dados para avançar na exploração. A companhia projeta perfurar na região em 2028.
A estratégia também deixou a Shell fora da maior disputa do leilão, por áreas da Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, que acabaram nas mãos de Petrobras, ExxonMobil, Chevron e da chinesa CNPC. Na ocasião, Prevatti chegou a destacar a “multiplicação de riscos” técnicos e de licenciamento ambiental envolvidos como uma das razões para a petroleira ainda não disputar a região. Mas o CEO da Shell afirmou na quarta-feira (25) que a empresa acredita no potencial da Margem Equatorial e sinalizou que pode participar de leilões de blocos da região no futuro.
Pinto da Costa lembrou, ainda, que a Shell tomou uma grande decisão de investimento neste ano, no projeto Orca (antigo Gato do Mato), que deve entrar em operação em 2029. Uma plataforma com capacidade de 120 mil barris de petróleo por dia será construída em 45 meses para operar na região, localizada no pré-sal da Bacia de Santos.
Estabilidade regulatória
O presidente da Shell cobrou estabilidade regulatória e segurança fiscal para o setor de óleo e gás. A declaração é uma resposta às tentativas do governo de promover aumento de arrecadação com mudanças no setor, como alteração no preço de referência do petróleo e nas regras de participações especiais.
“Se quer mudar regra fiscal, mude só daqui para a frente. Não pode alcançar os contratos passados. Precisamos de previsibilidade por se tratarem de projetos de longuíssimo prazo”, disse o executivo, citando o exemplo do projeto Orca, que foi arrematado em 2010 e só agora teve decisão de investimento tomada.
Segundo Pinto da Costa, a carga tributária do setor já é muito elevada e qualquer contribuição adicional pode impactar negativamente a competitividade do país. Ele citou um estudo do IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás) que diz que, a cada três barris produzidos no Brasil, dois ficam como royalties, participações especiais e outros impostos.
Transição energética
Na avaliação do presidente da Shell, o processo de transição energética no setor de óleo e gás tem sido “mais difícil e mais lento do que se esperava”. Ele citou vários motivos para isso, como aumento da demanda por energia após a pandemia de Covid-19, que retardou uma mudança no consumo de petróleo.
“Está sendo mais difícil implantar porque estamos esbarrando em competitividade, regulação e tecnologia”, disse o executivo, explicando que os projetos ainda são caros, como os de captura de carbono, e carecem de marcos regulatórios que deem segurança aos investidores.
“É por isso que a indústria do mundo todo está se ajustando a essa realidade que está se impondo sobre transição energética”, completou.
