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Mercado

África torna-se nova rival do pré-sal brasileiro

04/01/2011 | 09h58
O Brasil corre o risco de ter de dividir com a África, mais especificamente com a costa oeste daquele continente, os recursos que os grandes investidores do setor de petróleo e gás possuem se a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) não acelerar o processo para as próximas rodadas de licitação no Brasil. Esta é apenas uma das controversas afirmações do presidente - e fundador - da HRT, a mais nova empresa bilionária da indústria do petróleo e gás no País, Márcio Rocha Mello.


Segundo o executivo, que trabalhou na Petrobras por mais de 20 anos, aquela região do continente africano pode guardar uma reserva equivalente à do pré-sal brasileiro. Ele não estima o volume de petróleo e gás que deve existir por lá, diferentemente do que acontece por aqui, como já fez o próprio diretor da ANP, Haroldo Lima, que diversas vezes indicou a presença de cerca de 100 bilhões de barris do produto na megarreserva brasileira. Mello, porém, afirma categoricamente que a análise das moléculas que sua empresa realizou nos campos que possui na Namíbia indica que a origem do recurso natural é a mesma, e que por isso os volumes podem se comparar tanto acima quanto abaixo da camada de sal.


Para provar essa sua teoria, Mello, que faz questão de destacar ter sido o primeiro a afirmar que existe o pré-sal (ou sub-sal, como prefere nomeá-lo), afirmou que está em vias de anunciar um grande contrato para realizar o trabalho de sísmica em 3D que deverá ser iniciado em fevereiro de 2011, "o maior já realizado" para identificar os potenciais campos na costa africana. A HRT possui cinco blocos offshore na Namíbia, em uma área de 27 mil quilômetros quadrados.


"Estamos quebrando paradigmas, há 30 anos a sísmica era feita com raio-x, e essa tecnologia não conseguia chegar aos lugares mais profundos, região que hoje conhecemos como pré-sal", disse Mello. "O método antigo era como um profeta, ou curandeiro, que queria adivinhar o sexo dos bebês que iriam nascer, e errava", comparou o executivo.


O paradigma a que se refere é o volume de petróleo que a Namíbia poderia oferecer. Pesquisas realizadas pela Shell no passado chegaram a encontrar grandes volumes de gás, fato que levou o mercado a crer que essa região era rica desse recurso, que àquela época estava subvalorizado no mercado internacional.


Mapeamento


O plano de exploração da empresa na Namíbia se dará após esse processo de mapeamento por meio da sísmica citada por Mello. Além disso, em outra área que detém o direito de explorar, na Bacia do Solimões, a empresa tem como meta abrir 130 poços em 10 anos e a primeira sonda, segundo o executivo, já está a caminho do campo. Os últimos testes do equipamento foram feitos na segunda quinzena de dezembro, e depois dessa fase começou a ser deslocado ao local onde será instalado, próximo à recente descoberta da Petrobras, local em que o próprio Mello já trabalhou pela estatal, em 1979.


Se na Namíbia Mello afirma que a HRT já possui 1 bilhão de barris certificados, no Brasil, a perspectiva de reservas na Bacia do Solimões também promete surpreender. Essa é uma região que se acreditava ser rica apenas em gás natural. Mello disse que o fato de ter gás naquela região é um indicador de que se houvesse perfurações mais profundas, o potencial do Solimões poderia ser de óleo leve. "Foram perfurados 155 pontos em uma área do tamanho da França e sabe quem foi que afirmou essa asneira de que lá era um campo para gás? Pode publicar, foi o Márcio Rocha Mello!", disse ele.


O executivo atribuiu essa avaliação equivocada novamente à sísmica de três décadas passadas que não considerou áreas mais profundas. "Quando se abriu a "tampa" daquele reservatório [a exploração de gás], o petróleo apareceu, estava a três mil metros o maior campo de óleo puro, o melhor do Brasil", afirmou ele. "A Amazônia é gás e óleo, é só saber onde perfurar", afirmou ele, que também projeta criar uma nova subsidiária com a meta de monetizar o gás para a produção de fertilizantes, ureia, etanol e colocar esse recurso para gerar energia elétrica naquela região em substituição às geradoras térmicas a óleo. Além disso, Mello quer vender essa energia ao sudeste, porque vê próximo o final dos potenciais hidroelétricos brasileiros.


A HRT realizará seu teste de longa duração na região do Solimões, o que deverá durar um ano, para depois instalar o sistema definitivo. "Temos nas mãos as duas maiores fronteiras do Hemisfério Sul. Pra tomar conta e tornar isso um grande ativo de sucesso preciso de uma quantidade enorme de dinheiro e focalizar nosso potencial nesses dois [Namíbia e Solimões], e, depois de se tornarem realidade, partir para outros projetos no mundo."


Equipamentos


Todo esse planejamento da HRT teve outro fator que contribuiu para o adiantamento das operações de exploração e produção. Mello destacou que o acidente da BP no Golfo do México em abril do ano passado reduziu o preço do afretamento de sondas no mundo, independentemente da demanda da Petrobras, empresa que afirma que o pré-sal brasileiro tem levado a indústria mundial de máquinas e equipamentos para o setor ao limite de produção.


Segundo Mello, esse fator foi causado pela paralisação das atividades naquela região. Com isso, foi possível encontrar disponibilidade de equipamentos no mercado internacional. A queda dos preços chegou a 50% em um ano. "Com aquele desastre do México, existem muitas sondas disponíveis e o preço caiu demais. Um navio de sísmica deu uma cotação para a HRT de US$ 9 milhões por milhar de quilômetros quadrados, em 2009. Em 2010 eu o contratei pelo mesmo valor, mas para o dobro de área" , revelou ele. "Eu estou escolhendo [sondas] porque tem muitas no mercado. É a mesma coisa que um tomate na feira: se há pouco produto, o preço sobe; se há muita disponibilidade, o preço cai", comparou Mello.


A HRT é uma empresa originada da consultoria Ipex, fundada em 2004 no Rio de Janeiro por Mello. Iniciou atividades em julho de 2009, com a aquisição de blocos no Solimões, e realizou seu IPO em 2010 quando captou cerca de R$ 2,5 bilhões.


Fonte: DCI
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