Brasil tem petróleo, mas Exxon não consegue encontrá-lo

HOUSTON (Reuters) – A Exxon Mobil Corp (EXXO34) apostou bilhões de dólares em perfuração offshore no Brasil, uma área que já abandonou uma vez e agora vê como chave para seu futuro.

Mas cinco anos depois de seu retorno, a gigante petrolífera dos Estados Unidos ainda não fez uma grande descoberta de petróleo como operadora em águas brasileiras e deixou escapar oportunidades de comprar negócios que agora estão jorrando óleo, apurou a Reuters.

A Exxon perfurou no ano passado dois poços exploratórios em uma área localizada a quase 200 km da costa sudeste do país, reconheceu a empresa. Mas os poços nesses blocos –apelidados de Opal e Titã– não mostraram potencial suficiente para justificar a instalação de uma plataforma, segundo duas pessoas familiarizadas com os resultados.

Só a taxa de licença de perfuração para o bloco de Titã, na Bacia de Santos, custou à empresa cerca de meio bilhão de dólares, mostram registros do governo brasileiro.

A Exxon não avançou com os chamados poços de avaliação nessas áreas, perfuração adicional que é um pré-requisito para entender a extensão e o tamanho de qualquer acumulação de petróleo em preparação para a produção, disseram as fontes.

A empresa se recusou a comentar sobre suas perspectivas de Opal e Titã.

Houve mais más notícias de outro bloco –Uirapuru– no qual a Exxon detém uma participação minoritária. A Petrobras (PETR3;PETR4), a operadora líder, notificou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 31 de março de 2020 que as descobertas de petróleo também eram insuficientes para justificar mais investimentos.

A Exxon disse à Reuters que hidrocarbonetos foram encontrados em outro bloco que está explorando em uma parceria 50-50 com a Petrobras como operadora principal na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. A Exxon afirmou que a perfuração em um poço chamado Mairarê foi concluída em agosto e os dados ainda estão sendo analisados ​​para determinar como proceder.

Essas dificuldades são comuns no setor de petróleo, em que o desenvolvimento de grandes descobertas pode levar anos. Mas há pressão para que a Exxon tenha sucesso no Brasil, uma das três áreas geográficas com as quais a empresa conta para a maior parte de sua produção futura. As outras duas –Guiana e região de “shale” dos EUA– estão tendo um bom desempenho e evoluindo rapidamente.

Mas a estratégia da empresa no Brasil até agora tem sido decepcionante, apesar de a Exxon gastar 4 bilhões de dólares com parceiros em direitos de perfuração nos últimos cinco anos. Durante esse período, a Exxon passou de um pequeno player para participar de 28 blocos de arrendamento offshore –17 como operadora principal– abrangendo 2,5 milhões de acres. Isso perde apenas para o território offshore controlado pela Petrobras.

Enquanto isso, a Exxon rejeitou negócios em outras zonas offshore no Brasil que estão produzindo com muita eficiência.

A empresa preparou duas vezes contratos finais para fazer ofertas por reservas descobertas colocadas em leilão público pelas autoridades brasileiras, mas foram retiradas na última hora, segundo quatro pessoas familiarizadas com a situação.

O primeiro recuo ocorreu em 2019 em um campo chamado Búzios e, mais recentemente, em dezembro em outro chamado Sépia, disseram as pessoas. A Petrobras já estava produzindo nos dois campos e teria permanecido como operadora líder, com a Exxon assumindo uma participação de 45% em um reservatório maior, disseram as fontes.

Mas a Exxon recusou por medo de gastar demais em ativos nos quais a Petrobras controlaria o tamanho e o ritmo de desenvolvimento, afirmaram as pessoas. Juntos, os dois projetos exigiriam mais de 40 bilhões de dólares, de acordo com as fontes.

Isso é uma pilha de dinheiro. Ainda assim, esses dois blocos já estão produzindo quase 1 milhão de barris por dia de petróleo e gás. Em dezembro, somente Búzios estava produzindo 739 mil bpd, segundo a reguladora ANP. Isso é mais do que a média de todo o país da Venezuela no ano passado. A Petrobras planeja aumentar a produção de Búzios para quase 2 milhões de bpd nesta década.

“Depois de analisar cuidadosamente a oportunidade, decidimos não participar” dos leilões de Búzios e Sépia, disse a porta-voz Meghan Macdonald, sem dar detalhes.

Publicamente, a Exxon tem sido otimista em relação ao Brasil. Em seu mais recente relatório de resultados, caracterizou o Brasil como um de seus “projetos de crescimento de maior qualidade”.

No ano passado, comprometeu-se a investir 40% dos 8 bilhões de dólares necessários para desenvolver o campo offshore de Bacalhau, um projeto liderado pela petrolífera norueguesa Equinor ASA. Esse campo deve entregar o primeiro petróleo da Exxon vindo do Brasil em 2024.

A Exxon também se registrou na ANP para outro leilão de arrendamento de perfuração programado para abril. “Estamos entusiasmados com o futuro no Brasil”, disse o chefe da Exxon Brasil, Juan Lessmann, em uma conferência offshore em agosto passado em Houston.

Alguns analistas não estão convencidos.

“O que vem a seguir para a Exxon no Brasil é um grande ponto de interrogação, mas com uma tendência negativa até agora”, disse Marcelo Assis, chefe de pesquisa em Upstream na América Latina da consultoria de energia Wood Mackenzie. “Se a Exxon tivesse feito uma descoberta relevante (em sua perfuração de Opal e Titã), eles já a teriam divulgado.”

Fracasso na exploração

A primeira grande incursão da Exxon nos campos offshore do Brasil terminou na década passada com o fracasso de uma das maiores descobertas de petróleo do mundo neste milênio.

Em 2005, era a única grande petrolífera internacional que detinha licenças no chamado pré-sal, uma vasta formação petrolífera sob uma espessa camada de sal no fundo do oceano Atlântico. A região rica em petróleo com o dobro do tamanho de Manhattan colocaria o Brasil entre os 10 maiores produtores de petróleo do mundo e renderia riquezas não apenas para a Petrobras, mas também para empresas estrangeiras, incluindo a europeia Equinor e a Shell PLC.

Enquanto isso, a Exxon estudou imagens sísmicas por alguns anos, selecionou pontos promissores e gastou mais de 300 milhões de dólares em perfurações complexas e demoradas. O resultado foram três furos secos, o primeiro em 2009, seguido por mais dois em 2011.

Em 2012, a Exxon devolveu seu bloco ao governo brasileiro e tentou uma estratégia diferente. Tornou-se sócia minoritária de um grupo de blocos operados pela OGX, petrolífera fundada pelo magnata brasileiro das commodities Eike Batista, que prometeu transformá-la em uma “Petrobras privada”. Em um ano, a OGX estava falida e acabou interrompendo as operações. Batista viria a ser condenado por manipulação de mercado por desfazer-se das ações da OGX antes do colapso da empresa.

Eike Batista não foi encontrado para comentar.

A Exxon se afastou após esse episódio e também à mudança nas regras que deu à Petrobras os primeiros direitos sobre as descobertas do pré-sal.

Retorno da Exxon

Em 2017, no entanto, a Exxon estava de volta e em uma onda de compras, abocanhando blocos depois que um novo governo tornou o setor de petróleo mais atraente para investidores estrangeiros.

Os campos do pré-sal respondem atualmente por 70% da produção total do Brasil de 3,7 milhões de barris por dia de petróleo e gás –o mesmo que a produção global da Exxon. Cerca de 5,5 milhões de bpd de petróleo e gás são esperados até 2025, segundo a ANP.

Mas nada é garantido nessas formações complicadas. Um ano antes de a Exxon começar a perfurar novamente, surgiram sinais de problemas em um campo offshore.

Lá, a Shell e sua parceira Chevron Corp ficaram sem nada depois de gastar cerca de 800 milhões de dólares em licenças e perfuração. A Shell disse que encontrou pouco mais do que água, de acordo com um registro de junho de 2020 na ANP visto pela Reuters.

O consórcio está analisando os resultados do poço exploratório de 2020 e ainda não definiu os próximos passos do projeto, disse a Shell à Reuters.

Foi o mesmo com os poços Opal e Titã da Exxon. Em um registro de 4 de novembro à ANP, a empresa disse que encontrou hidrocarbonetos, mas eles eram insuficientes para justificar uma plataforma de perfuração, segundo uma pessoa familiarizada com esses resultados.

A Exxon agora aguarda uma licença ambiental para perfurar em outra área de fronteira centenas de quilômetros ao norte dos dois primeiros poços e fora do pré-sal, de acordo com a ANP.

“A era das grandes descobertas no pré-sal ficou para trás”, disse o diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, à Reuters em dezembro.

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