Karoon avalia trazer parceiro para projeto de petróleo no Brasil

A Karoon está avaliando a possibilidade de recorrer a um parceiro para desenvolver seu projeto Neon, na costa do Brasil, disse à BNamericas o CEO global da petroleira australiana, Julian Fowles.

O empreendimento da bacia de Santos provavelmente exigirá mais de US$ 500 milhões em investimentos, e a Karoon está estudando estratégias para melhorar a lucratividade do ativo.

Nesta entrevista, Fowles também falou sobre a produção do campo de Baúna da empresa e as perspectivas para o segmento de exploração do Brasil.

BNamericas: Como está a produção no campo de Baúna?

Fowles: Primeiro, acho importante enfatizar que o Brasil é nosso grande foco operacional. É onde a Karoon tem sua maior presença e onde estamos fazendo a maior parte dos nossos investimentos. Vemos muitas oportunidades na área de petróleo e gás por aqui.

Estamos operando Baúna há quase quatro anos. Acho que tivemos quase 60 cargas, cada uma envolvendo 500.000 b.

Investimos no crescimento da produção com um programa de intervenção e trazendo o campo de petróleo para o upstream. Concluímos esse programa no ano passado. Hoje, produzimos cerca de 25.000 b/d de petróleo no complexo de campos do projeto Baúna, que inclui Piracicaba e Patola. E eles continuam tendo um desempenho forte. Estamos tentando trazer outro poço [SPS88] de volta ao fluxo no início do ano que vem, o que deve levar nossa produção para 27.000 b/d ou 27.500 b/d.

Agora, precisamos olhar para o futuro, para além de 2025. Por isso, temos o projeto Neon, onde temos algumas coisas a fazer para transformar essa oportunidade em um caso de investimento. A questão lá é que o subsolo precisa sustentar tudo o que fazemos. E, em segundo lugar, vem o capex para esse projeto. Precisamos ter certeza de que os volumes mínimos de Neon ainda podem ser lucrativos. E, no momento eles são marginais, então é complicado. Se pudermos obter um capex menor, isso melhorará imediatamente a lucratividade também.

BNamericas: Qual é a faixa de capex estimada para Neon?

Fowles: Ainda não temos uma faixa de capex definida, mas será de mais de US$ 500 milhões. É um campo que tem cerca de 60 MMb (milhões de barris) de reservas contingentes 2C. Goiá, que não fica longe, tem outros 27 MMb [de recursos contingentes 2C]. Então, entre os dois, é um volume muito atrativo. Mas o que estamos tentando fazer são as bases de Neon, fazer tudo funcionar para que Goiá possa, então, ser um “tieback” para esse projeto, o que simplificará o desenvolvimento. Precisamos ter certeza de que estamos na extremidade inferior, e não na superior, que pode chegar a US$ 1 bilhão, por exemplo.

BNamericas: De qualquer forma, esses projetos exigiriam pelo menos um FPSO, certo?

Fowles: Acreditamos que o projeto será um desenvolvimento independente de Baúna. Antes, tentamos ver se poderíamos conectá-lo de volta, mas provavelmente não será o melhor caso econômico. Conseguiremos uma grande produção em Neon se tivermos uma instalação autônoma por lá. E isso nos permitirá conectar a descoberta de Goiá. Temos outro prospecto, que não foi perfurado, chamado Neon West, que em algum momento tenho certeza de que iremos perfurar.

Estamos lidando com um ambiente de capex elevado. A Petrobras está inundando o mercado com pedidos para seu perfil de crescimento, e há outras empresas que também estão nessa fase de crescimento, como a Equinor. Então, é importante que consigamos administrar o risco do capex ultrapassar o orçamento.

BNamericas: Vocês têm algum outro compromisso de exploração para Neon?

Fowles: Estamos passando por um processo de revisão desse plano de desenvolvimento de campo para atingir os limites econômicos necessários, e ele passará pela análise da ANP [Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis] para ser aprovado. Esse é o grande foco do trabalho no momento.

Se tudo der certo em Neon, acho que será um ótimo projeto para a Karoon. É um projeto para o qual poderíamos trazer outro parceiro. Para um campo que tem risco de desenvolvimento, normalmente as empresas trazem parceiros. Isso é algo que estamos analisando, estamos estudando o momento certo para falar com o mercado de potenciais parceiros.

BNamericas: E quanto às rodadas de licitação de petróleo e gás? Vocês têm algum plano para a expansão do seu portfólio de exploração?

Fowles: A última rodada de licitação da qual participamos foi em dezembro. Demos um passo bem ousado e arrematamos alguns blocos novos. Temos trabalhado bastante, mas eles estão a muitos passos de progredir. Acho que as áreas que estão ao redor do nosso portfólio seriam interessantes para nós em futuras rodadas.

Se conseguirmos fazer Neon funcionar, então em torno dessa área talvez haja algo que seria útil para o nosso portfólio. E se houver coisas para adicionar por lá, esse seria o foco da exploração.

Em relação a Baúna, nós procuramos por isso no passado e não vimos muita coisa. Estamos dando outra olhada agora para checar se há novas oportunidades para incorporar ao campo.

Ouvi dizer que talvez no ano que vem aconteça uma nova rodada da ANP. Então, sim, daremos uma olhada nisso, mas a Karoon não é uma empresa de exploração greenfield. Temos feito esse redesenvolvimento de campos “de meia-idade”. E essa é uma ótima área para nos concentrarmos.

BNamericas: A Altera e a Ocyan operam o FPSO Baúna. Qual é o prazo do contrato?

Fowles: O contrato vai até 2028, mas de 2026 a 2028 tem um período de opção. Então, estamos trabalhando atualmente com a Altera Ocean para garantir que o FPSO opere com a máxima eficiência até o final desse período, e até mesmo para olhar além desse período.

BNamericas: E até quando vale a licença de Baúna?

Fowles: 2038.

BNamericas: O FPSO tem condições de suportar todo esse período?

Fowles: Nós certamente gostaríamos que o FPSO fosse capaz de produzir por tanto tempo, mas isso exigirá investimento. Estamos trabalhando com a Altera e a Ocyan para garantir que isso aconteça.

BNamericas: Vocês têm alguma preocupação relacionada ao ambiente regulatório do Brasil?

Fowles: Tivemos um pequeno choque no ano passado com o imposto de exportação de petróleo. Mas foi muito bom ver que, após os 120 dias, ele não foi renovado porque teve um grande impacto na percepção do investidor.

[Nota do editor: Em 2023, o governo brasileiro tributou as exportações de petróleo por 120 dias, até 30 de junho, a uma alíquota de 9,2%.]

Os investidores gostam de ver estabilidade, e eu diria que uma das coisas mais atrativas do ambiente de upstream do Brasil tem sido a estabilidade, que já dura duas décadas ou mais. De modo geral, o governo não interferiu nos contratos existentes, e isso me encoraja a querer investir mais. Investimos bem mais de US$ 1 bilhão no Brasil, e quero chegar ao próximo bilhão depois disso. Espero que, enquanto o primeiro bilhão levou seis ou sete anos, talvez o próximo bilhão leve três ou quatro anos. Isso não é uma promessa, mas estou ansioso para ter um ambiente que nos permita fazer isso.