AURUM TANK AMPLIA ATUAÇÃO EM PROJETOS DE ÓLEO E GÁS E MIRA EXPANSÃO PARA BRASÍLIA

José Mauro e Guilherme Mercês

Ex-presidente da Petrobras e ex-secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, José Mauro Coelho deixou a esfera pública em 2022 para fundar a consultoria Aurum Energia. Pouco depois, uniu forças com o fundador da Future Tank, Guilherme Mercês, para criar a joint venture Aurum Tank, voltada à consultoria em estratégia e regulação na indústria de óleo e gás — setor onde já garantiu presença. Em entrevista ao Petronotícias, José Mauro revelou que a empresa está atuando em projetos relacionados a terminais de granéis líquidos e de gás natural liquefeito (GNL). “No campo estratégico, temos desenvolvido planejamentos para várias empresas, incluindo estudos de mercado e identificação de novos negócios que podem agregar valor às companhias já estabelecidas”, acrescentou. O executivo também adiantou que a Aurum Tank está expandindo sua atuação para o setor elétrico e se prepara para abrir um novo escritório em Brasília. “Pretendemos reforçar nossa atuação no relacionamento institucional e na defesa dos interesses das empresas que atendemos”, detalhou. Por fim, José Mauro ainda trouxe perspectivas para o setor de óleo e gás, defendeu a exploração da Margem Equatorial e destacou que o onshore brasileiro continua oferecendo boas oportunidades para operadoras.

Para começar, poderia falar um pouco sobre a atuação da empresa?

A Aurum Tank é uma joint venture entre Aurum Energia, que foi fundada por mim logo após minha saída da Petrobrás no final de 2022, com foco em petróleo, gás natural, biocombustíveis e energia de forma geral, e a Future Tank, consultoria fundada pelo Guilherme Mercês, economista renomado e ex-secretário de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro.

Hoje, atuamos em diversas frentes: assessoria regulatória, desenvolvimento de novos negócios, modelagem econômica e financeira, estudos e pareceres técnicos, e questões tributárias e econômicas. A Aurum Tank oferece um portfólio bastante amplo, cobrindo desde estudos técnicos e de mercado até planejamento econômico, estratégico e financeiro.

Quais são alguns dos trabalhos mais recentes dentro dessas áreas que mencionou?

Na área de desenvolvimento de novos negócios, temos atuado em projetos relacionados a terminais de granéis líquidos e de gás natural liquefeito (GNL). Na assessoria regulatória, trabalhamos para diversas empresas junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), auxiliando desde processos para obtenção de autorizações específicas — seja para novas plantas, seja para registro como agente regulado — até a atuação em casos de autos de infração.

No campo estratégico, temos desenvolvido planejamentos estratégicos para várias empresas. Esse trabalho inclui estudo de mercado e identificação de novos negócios que podem agregar valor às companhias já estabelecidas. 

Como o senhor avalia o atual momento do setor de óleo e gás no Brasil? Quais são os principais desafios e oportunidades?

Começando pelo setor de upstream, o Brasil produz atualmente cerca de 3,4 milhões de barris de petróleo por dia, sendo o nono maior produtor mundial. Quando projetamos para daqui a dez anos, nossas estimativas — alinhadas com projeções independentes de outros órgãos — indicam que o país deverá produzir mais de 5 milhões de barris por dia. Nenhum outro país no mundo deverá aumentar sua produção de petróleo como o Brasil fará na próxima década.

Isso nos colocará entre os quatro ou cinco maiores produtores e exportadores globais, mudando inclusive nossa posição na geopolítica internacional do petróleo. Não é à toa que vimos recentemente o convite para o Brasil integrar a OPEP+, e o Ministério de Minas e Energia se mostrando favorável a essa aproximação.

Claro, isso exigirá vultosos investimentos — já previstos na carteira da Petrobras e de outras operadoras. Vejo grandes oportunidades, principalmente para os estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo, que concentram hoje a maior parte da produção nacional, em especial por conta do pré-sal.

E quanto ao segmento de downstream?

Quando falamos de downstream, muita gente talvez não tenha a real dimensão da importância do mercado brasileiro. O Brasil é hoje o quarto maior mercado de combustíveis automotivos do mundo, atrás apenas dos Estados Unidos, China e Índia — e muito próximo da Índia, inclusive. Dependendo da métrica, poderíamos até nos considerar o terceiro ou quarto maior mercado.

Temos uma capacidade de refino considerável — cerca de 2,3 milhões de barris por dia — mas ainda insuficiente para atender a toda a demanda interna. Por isso, importamos derivados: diesel, gasolina, nafta, querosene de aviação, entre outros. Mesmo com algumas expansões previstas no parque de refino — como o segundo trem da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) em Pernambuco, e o Complexo Boaventura de Energias em Itaboraí (RJ) —, ainda permaneceremos com uma dependência significativa de derivados importados.

Quais as perspectivas para o Brasil expandir seu parque de refino e reduzir a dependência externa?

A questão de investimentos em grandes novas refinarias é realmente bastante complexa. Primeiro, porque é um investimento de grande vulto. E o refino, quando você olha para a cadeia de valor do petróleo, talvez seja a parte onde as margens são menores e mais incertas. Então, quem investe em refino só recupera o capital investido no longo prazo. Portanto, é difícil para um investidor colocar muito dinheiro em algo que só vai ter retorno no longuíssimo prazo — e ainda num período de transição energética.

Então, eu acredito que o Brasil deve continuar com essa dependência externa. Não vejo, para os próximos anos, a construção de grandes refinarias que nos deem autossuficiência em derivados. Isso não significa que o Brasil esteja vulnerável. Há oferta de derivados no mundo — diesel, gasolina, QAV — que são commodities e podem atender à nossa demanda. A questão toda é o preço. Essas commodities são precificadas em dólar, então temos a volatilidade do mercado e do câmbio para administrar. 

A Margem Equatorial é apontada como a grande nova fronteira exploratória do Brasil. No entanto, existe uma questão difícil de licenciamento a ser solucionada. Ao seu ver, qual a importância de explorar a região?

Primeiro, sempre existe uma discussão sobre isso por causa da transição energética. Então, o primeiro ponto que eu quero ressaltar para deixar o cenário claro é: a transição energética é uma realidade? Sim, é. Isso é inexorável. Mas, como eu sempre disse — e isso está cada vez mais evidente —, a transição será longa e lenta. O petróleo continuará tendo uma importância significativa na matriz mundial e brasileira por décadas. Se isso é verdade, e considerando que a curva de produção do pré-sal cresce até 2034, mas depois começa a declinar, precisamos pensar em agregar novas reservas.

Se não fizermos isso, vamos repetir a situação da década de 1970, quando o Brasil era dependente da importação de petróleo. Hoje, a principal fronteira exploratória para isso é a Margem Equatorial — uma área que vai do Rio Grande do Norte até o Amapá, com 2.200 quilômetros de costa. A expectativa é que ali existam reservas comparáveis às do pré-sal. Essa bacia sedimentar, historicamente, fazia parte da mesma formação geológica da costa da África, onde já ocorreram grandes descobertas, como nas Guianas e em Suriname. Então, por que não explorar petróleo nessa região?

O senhor acredita que haverá condições de superar os atuais desafios no licenciamento?

Eu acredito que, em algum momento, vai prevalecer o bom senso. Hoje a questão é muito mais política do que técnica. Vemos manifestações políticas, inclusive do presidente da República. Eu acredito que teremos uma decisão favorável para fazer os testes de exploração e, futuramente, desenvolver a produção na Margem Equatorial. Até porque a indústria do petróleo hoje é madura. Já realizamos perfurações em águas ultraprofundas com toda a segurança necessária.

Em sua opinião, existem outras grandes fronteiras promissoras?

Eu vejo realmente a Margem Equatorial como a grande e importante fronteira do país. Claro que temos também a Bacia de Pelotas, que é uma bacia de fronteira exploratória. Na minha avaliação, ela tem mais risco exploratório do que a Margem Equatorial. E quando eu digo risco exploratório, é importante explicar: significa que temos menos chances de encontrar petróleo lá do que na margem equatorial. Há um risco maior de não fazer descobertas. Ainda assim, é uma região que vale a pena investigar.

Vejo também importantes contribuições vindas de bacias maduras, como a Bacia de Campos e a Bacia do Espírito Santo. Acredito que ainda há espaço para ampliar a produção em campos maduros. Um campo de petróleo não para de produzir quando o petróleo acaba. Ele para de produzir quando deixa de ser economicamente viável. Por isso, quando eu era secretário, trabalhamos em políticas públicas como redução de royalties e de tributos, para manter a produção desses campos por mais tempo. Também vimos soluções regulatórias, como os tiebacks — a ligação de dois campos produtores em uma única infraestrutura, reduzindo custos para o operador.

Para além dos campos offshore, há também uma retomada do setor onshore em curso. Qual o potencial desse ambiente?

Quando olhamos para terra (onshore), também vejo grande potencial. Embora a Bacia do Recôncavo, a Bacia Potiguar e a Bacia do Parnaíba já tenham sido bastante exploradas, o Brasil possui muitas outras bacias em terra que ainda conhecemos muito pouco. Bacias como a do Parecis, a do Tucano, a do Paraná e outras ainda têm potencial para importantes descobertas.

Hoje temos diversas empresas atuando em campos terrestres. Essa pulverização é a grande beleza do onshore: ele gera desenvolvimento capilarizado, envolvendo empresas grandes, médias, pequenas e microempresas. Ainda vejo muito espaço para crescimento do onshore brasileiro.

A Bacia do São Francisco, que  abrange Minas Gerais, Bahia, Pernambuco e Sergipe, tem grande potencial para produção de gás natural via fracking (fraturamento hidráulico). No entanto, no Brasil, infelizmente, o fracking foi carimbado como algo prejudicial ao meio ambiente, e muitos estados proibiram essa prática. Enquanto isso, vemos os Estados Unidos e a Argentina produzindo bastante gás natural com fraturamento.

Por fim, quais serão os próximos passos da Aurum Tank no mercado?

Desde que foi criada, no final de 2022, a Aurum Tank vem crescendo a cada ano. Hoje já temos uma equipe bastante grande, com cerca de 20 pessoas atuando em vários segmentos. Queremos consolidar nossa atuação não apenas no setor de petróleo, gás natural, biocombustíveis e energia, mas também trazendo uma visão econômica, estratégica, tributária e de modelagem financeira. Nossa meta é ser referência no setor energético brasileiro.

Às vezes nos chamam de consultoria, mas o que a Aurum Tank quer ser, de fato, é uma empresa de referência no setor de energia, contribuindo de forma prática. Nossa abordagem não é fazer estudos que acabam ficando na prateleira. O objetivo da Aurum Tank é ser uma consultoria focada em resultados, agregando valor real aos negócios dos nossos clientes e traduzindo nossos trabalhos em ganhos econômicos para eles.

Este ano já começamos a atuar também no mercado de energia elétrica, trabalhando fortemente na modelagem de projetos para os leilões de energia, tanto o de reserva de capacidade quanto o de sistemas isolados. Queremos avançar ainda mais no setor de energia elétrica e também no fortalecimento da representação institucional. A Aurum Tank pretende, nos próximos anos, abrir um escritório em Brasília para reforçar a atuação no relacionamento institucional e na defesa de interesses das empresas que atendemos.