Enauta pronta para lucrar com investimentos em E&P previstos para o Brasil

Fonte: BN Americas

 

Por: Gabriela Medeiros

 

 

A brasileira Enauta espera se beneficiar dos investimentos em E&P de US $ 6 bilhões que chegarão ao mercado nos próximos anos, já que terá mais oportunidades de fechar parcerias com outras empresas de petróleo.

 

A empresa começou como QGEP, uma divisão da Queiroz Galvão Óleo e Gás, em 2001, com foco em aproveitar as oportunidades quando o mercado brasileiro abriu pela primeira vez para investimentos privados. Depois de levantar mais de R$ 1,5 bilhão (US $ 950 milhões na época) em seu IPO em 2011 e fechar parcerias com mais de cinco empresas, incluindo as grandes ExxonMobil, Equinor e Total, agora quer consolidar seu modelo de negócios com a nova onda de investimentos privados.

 

A BNamericas conversou com o CEO da Enauta, Lincoln Rumenos Guardado, sobre planos de compra de novos ativos, a transição energética e as expectativas de contratar uma plataforma para o campo de Atlanta na bacia de Santos, que demandará novas sondas e perfurações nos próximos anos.

 

BNamericas: Como a Enauta está se beneficiando da abertura do mercado de energia no Brasil?

 

Guardado: Quanto mais empresas estrangeiras vierem ao Brasil, melhor para nossa estratégia de parcerias. Pretendemos ter participações entre 20% e 30% em ativos e temos observado a facilitação dessa estratégia.

 

Começamos como parte de uma empresa de perfuração, a Queiroz Galvão Óleo e Gás, em 2001, quando o mercado começou a abrir e vimos um grande potencial para o Brasil. Estamos observando o mesmo agora. A empresa participou dos primeiros movimentos exploratórios por meio de parcerias com a Equinor, a Total e outras empresas que estavam entrando no Brasil. Também ajudamos outras empresas a entrar no mercado brasileiro, como a Premier Oil e a ex-Pacific Rubiables. Depois de abrirmos nossa capital, em 2011, mais oportunidades se abriram para nós.

 

A empresa foi criada com foco em águas profundas e para operar algumas áreas, mas não muitas. Nosso pessoal técnico, em sua maioria, veio dos planos de aposentadoria antecipada da Petrobras, de modo que deixamos de lado um processo de construção de conhecimento que a maioria das empresas que vem para o Brasil ainda não passou. É muito comum os recém-chegados nos procurarem porque reconhecem que conhecemos as bacias e os processos logísticos e sabemos como fazer negócios aqui.

 

BNamericas: Como você vê o estado atual da cadeia de fornecedores no Brasil?

 

Guardado: Nós gostaríamos de comprar tudo no Brasil, mas o mercado ainda não está pronto para o boom que está chegando. Apesar de todos os esforços de conteúdo local, o mercado ainda não reagiu.

 

As mudanças recentes foram muito positivas para a indústria, os novos leilões ajudarão a trazer investimentos e, assim, mais empresas para o Brasil. Agora, o país está no ritmo correto, reduzimos os requisitos de conteúdo local para incentivar os investimentos em exploração e produção e isso ajudará as empresas a vir para o Brasil. Estamos falando de mais de US $ 6 bilhões em investimentos em E&P. Essa é a maneira inteligente de crescer a indústria nacional.

 

BNamericas: Qual sua opinião sobre os requisitos de conteúdo nacional?

 

Guardado: As antigas regras de conteúdo local eram inatingíveis. A indústria não conseguiu entregar o que era necessário no devido tempo com qualidade e bons preços. Mas acredito que a maneira correta de incentivar a indústria é o que faremos a partir de agora.

 

Um bom exemplo é o que a ANP está fazendo agora, estabeleceu que as empresas que compram equipamentos no Brasil e os exportam para suas operações estrangeiras também ganham pontos de conteúdo local. Isso é excelente e já está dando frutos já que alguns majors estão comprando equipamentos aqui para fora do Brasil. Estou muito otimista com o crescimento que está chegando.

 

BNamericas: A empresa planeja expandir suas atividades no pré-sal?

 

Guardado: Atualmente, somos a única empresa privada brasileira a operar em águas profundas, através do campo de Atlanta, na bacia de Santos. Acreditamos que as águas profundas são as áreas que dão os retornos esperados para os investimentos. Essa é a nossa motivação atual.

 

BNamericas: A empresa está de olho em novos ativos?

 

Guardado: Estamos vendo os próximos leilões. Em relação à venda de ativos da Petrobras, ainda não encontramos um ativo que se encaixe em nossa estratégia. A Petrobras tem vendido principalmente campos maduros onshore e offshore, mas esse não é o nosso perfil. Em águas profundas, os ativos vendidos até agora estão além de nossa capacidade financeira, porque são campos gigantescos, como Marlin e Tartaruga Verde.

 

Para nós, seria bom ter outro ativo de produção e o mercado atualmente tem outras oportunidades, mas elas são principalmente para campos com produção de médio e longo prazo, não na fase inicial de produção ou estágio de desenvolvimento.

 

BNamericas: A empresa poderia expandir as operações para fora do Brasil?

 

Guardado: Nossa empresa tem muitas funcionários que vêm da Petrobras e que podem trabalhar em regiões como o Golfo do México, a África Ocidental e outros países da América do Sul. No entanto, o Brasil para nós é o hotspot em termos de E&P e temos um diferencial aqui.

 

Trabalhar no exterior nos serviria se não tivéssemos a abertura do mercado que está acontecendo agora no Brasil. Analisamos áreas no Golfo do México no passado, quando pensávamos que o país continuaria fechado para investimentos privados, mas, felizmente, isso não aconteceu. Portanto, não há planos internacionais no momento.

 

BNamericas: Como a empresa está se preparando para a transição energética?

 

Guardado: Acreditamos que o gás natural será o combustível de transição. Então, nós queremos usar o gás para fazer a nossa transição. Não duvido que o petróleo e o gás continuem a ser importantes para a nossa geração de receita, mas aos poucos vamos olhar para os ativos que podem formar uma matriz razoável entre o petróleo e o gás.

 

Enquanto isso, também monitoraremos as mudanças do mercado para conjugar outra fonte de energia possível. Começamos a ver o uso de energia eólica e solar em plataformas offshore, por exemplo. [Mas] ainda não temos planos de transição fora do foco no gás natural, o que será importante em nossas atividades.

 

A fonte de gás natural no Brasil será o pré-sal e estamos olhando áreas que trarão uma maior produção de gás no futuro.

 

BNamericas: Como a abertura do mercado de gás ajudará a Enauta?

 

Guardado: Não tenho dúvidas de que as mudanças ajudarão o Brasil em todas as áreas. A equação econômica para o gás natural não está completamente resolvida, mas está parcialmente resolvida. Sergipe é uma área importante para isso e é uma região que precisa de gás, o que está sendo levado em conta em nossa avaliação econômica de nossas áreas exploratórias. No entanto, nossos blocos são principalmente focados em petróleo. Acreditamos que o óleo de Sergipe-Alagoas possui e excelente qualidade, com 38º API, entre as melhores qualidades do Brasil.

 

BNamericas: Quais são as próximas etapas operacionais do Enauta?

 

Guardado: Nosso objetivo principal é consolidar a produção de Atlanta e tomar a decisão final sobre seu desenvolvimento completo até o final de 2019 ou início de 2020. As informações do sistema de produção antecipado serão importantes nessa decisão.

 

No lado exploratório, estamos nos preparando para perfurar a bacia de Sergipe-Alagoas no final de 2020 ou no primeiro trimestre de 2021, nos blocos operados pela ExxonMobil em que temos participação. Estas são as duas áreas em que investiremos mais nos próximos dois anos.

 

BNamericas: Como estão indo as operações de Atlanta?

 

Guardado: Atlanta está atualmente passando por um sistema de produção antecipado, um modelo de desenvolvimento brasileiro no qual você não investe tanto capital inicial até que tenha resultados racionais para reduzir os riscos da descoberta. Estamos nessa fase e com a perfuração do terceiro poço da área as intervenções realizadas nos dois primeiros poços, a expectativa é elevar a produção de 12.000 b/d de óleo para uma faixa entre 25.000 b/d e 27.000 b/d. Estamos muito satisfeitos com os resultados. Começamos em Atlanta com um desconto no preço de referência do Brent, incluindo custos logísticos, de US $ 18/b para US $ 20/b e agora estamos entre US $ 11/b e US $ 14/b, com a expectativa de manutenção dos US $ 11/b.

 

Outro fator que ajuda é a situação do mercado internacional, já que a queda da produção da Arábia Saudita, Irã e Venezuela reduziu o volume de petróleo pesado disponível no mercado e isso está ajudando a produção de Atlanta. Uma mudança estrutural que ajudará Atlanta é o IMO2020, a regra que reduzirá as exigências de enxofre para o bunker de embarcações. O óleo de Atlanta tem apenas 0,35% de enxofre. A Ásia já começou a implementar esta regra e muitas das nossas cargas de petróleo foram direcionadas para lá.

 

BNamericas: Como a empresa está se preparando para a decisão final de investimento em Atlanta?

 

Guardado: O sistema definitivo de produção pode estar em vigor no segundo trimestre de 2022, mas a decisão final ainda não foi tomada. Devido à crise do mercado, precisamos reavaliar nosso plano de desenvolvimento apresentado em 2012, quando o barril estava em torno de US $ 110 e agora está em torno de US $ 60.

 

Antes falávamos sobre um sistema definitivo com capacidade para fornecer 70.000 b/d de óleo conectado a 12 poços. Agora avaliamos algo entre 50.000 b/d e 70.000 b/d. A produção nos próximos meses nos ajudará a tomar essa decisão e esperamos lançar uma oferta para contratar o FPSO até meados de 2020.

 

BNamericas: A empresa poderia começar a trabalhar na área do pré-sal de Atlanta em breve?

 

Guardado: O pré-sal de Atlanta não é tão grande quanto os demais projetos do pré-sal, mas acreditamos que ele tenha viabilidade econômica. Ainda não foi perfurado devido a problemas que tivemos com um de nossos parceiros no passado, então não pudemos fazer esses investimentos, já que tivemos que assumir a alocação de capital dessa empresa. (A Dommo Energia, ex-OGpar, foi expulsa do contrato de Atlanta depois de não cumprir com os requisitos de investimento).

 

Agora, com essa questão resolvida, esperamos perfurar essas áreas quando começarmos a implementar o sistema definitivo de produção de Atlanta. Vamos precisar de uma sonda para perfurar os poços que comporão o sistema definitivo e poderíamos utilizá-la para trabalhar também no pré-sal, mas ainda não há decisão sobre isso.