Contraponto 12.463 - "Petróleo: trocar investimento por venda futura"

 18/10/2013

Petróleo: trocar investimento por venda futura

 

Do Tijolaço - 18/10/2013

18 de outubro de 2013 | 09:32

Há tanto petróleo no pré-sal que, durante muitos anos, teremos de exportar petróleo cru, porque, mesmo com a entrada em operação das refinarias Abreu e Lima, do Comperj e as futuras Premium I e II, no Nordeste – que vão aumentar, no total, em 50% a capacidade de nosso parque de refino – ainda teremos, na virada da década, um excedente de perto de dois bilhões de barris diários.

O essencial nisso é que os recursos advindos deste petróleo passem a financiar não apenas os projetos de desenvolvimento social, tecnológico e econômico como, apropriados pela Petrobras, ajudem a bancar os pesados investimentos que o novo horizonte de exploração petrolífera que se abre no pré-sal (e fora dele, como na nova fronteira exploratória que se abre em Sergipe, onde ontem foram concluídos os testes do poço de Farfan 1, o segundo do bloco BM-Seal-11, com petróleo leve, adequado a nossas refinarias antigas).

As operações de adiantamento de recursos que a Petrobras está fechando com os chineses para Libra – e coloque a Noruega e a Índia entre outras possibilidades de composição da brasileira – são, basicamente, negócios de venda antecipada de petróleo. Diria, com certa liberdade: venda de barris de petróleo guardados na rocha, em lugar de em tanques. Com uma ressalva importante: quem decide se a velocidade e os volumes extraídos são os adequados ao preço internacional do petróleo é o governo brasileiro, através da Petrosal, que terá poder de veto no comitê gestor do campo.

Essa é a razão do tão alardeado fracasso – que nada! –  que a mídia vê na procura por Libra: além do impasse criado pela espionagem americana, empresas de natureza meramente comercial de geração rápida de caixa,  têm muito menos interesse em condições assim do que as empresas petroleiras estatais, preocupadas, essencialmente, com a garantia de suprimento a seus países. Por isso é que as chinesas estão tão disponíveis e olhe lá se os indianos também não estão, em busca de certo equilíbrio regional por ali.

Hoje, o Valor publica matéria da repórter Cláudia Schüffner que dá ideia dos valores envolvidos apenas na exploração do pré-sal. Veja que a previsão é de inversões perto de meio trilhão de dólares, mais do que a soma do PAC-1 (de Lula) e 2 (de Dilma).

Depois de lê-la, procure avaliar se podemos mobilizar internamente todos estes recursos. E, no lado oposto, se podemos mobilizá-los sem comprometer o que é essencial: produzi-lo sob controle nacional, e gerando para nós mesmos, e não para o estrangeiro, as encomendas industriais e os empregos em enorme escala e qualidade que essa atividade vai demandar.

Pré-sal exige investimento de US$ 500 bi em 12 anos

Cláudia Schüffner

As descobertas de petróleo no pré-sal brasileiro trouxeram um mar de oportunidades para o Brasil em termos de reservas de um bem precioso e escasso que trarão benefícios econômicos ainda não totalmente dimensionados. Mas os desafios de execução e a pressão sobre a indústria nacional e a Petrobras não serão triviais. A consultoria IHS calcula que serão necessários US$ 500 bilhões de investimento no setor de óleo e gás brasileiro entre 2013 e 2025 para colocar de pé as metas da estatal, operadora única do pré-sal por lei. As projeções da companhia, conhecidas até agora, são de produzir 4,2 milhões de barris de petróleo por dia em 2020 ou 5,2 milhões de barris de óleo equivalente se for contabilizado o gás natural.

O leilão de Libra, marcado para a próxima segunda-feira, reforça o papel do Brasil como grande produtor mundial de petróleo. Hoje, o Brasil ocupa a 13ª posição nesse ranking. Como as grandes descobertas do mundo têm sido feitas no país, o Brasil tende a avançar nesse grupo. Hoje, o quarto maior produtor é a China, com 4,2 milhões de barris/dia. Mas no concorrente asiático, poucas descobertas têm sido anunciadas.

Para dobrar sua produção de petróleo em sete anos, a Petrobras terá que crescer em pouco tempo o que demorou 60 anos. Maior consultoria de energia do mundo, a IHS calcula que se cumprir inteiramente os percentuais de conteúdo local a produção da estatal pode ser menor, de 3,5 milhões de barris já que existem gargalos importantes no setor de construção naval e de mão de obra qualificada no país.

Rodrigo Vaz, diretor da área de Óleo e Gás da IHS no Brasil, observa que grande parte do esforço terá que vir dos fornecedores da Petrobras, que terão que utilizar quantidades gigantescas de aço, linhas de transferência, equipamentos submarinos, sondas de perfuração e dutos, só para citar alguns materiais críticos.

Para se ter uma dimensão do tamanho das encomendas à indústria, a IHS calcula que serão necessários 630 mil toneladas de aço estrutural, 7.800 quilômetros de linhas flutuantes (que conectam os poços às plataformas) instaladas em águas cada vez mais profundas, 1,5 mil novas árvores de natal molhadas (cada uma custando cerca de US$ 30 milhões), 52 mil toneladas de tubulações e 75 mil toneladas de equipamentos submarinos.

A capacidade de construção naval brasileira será testada já que a quantidade de plataformas flutuantes de armazenamento e transferência (FPSOs) necessárias – 40 na estimativa da IHS e 35 segundo a Coppe-UFRJ – excede tudo que foi instalado até agora. Para se ter uma ideia do desafio à vista, a primeira FPSO usada pela Petrobras foi a P-34, em 1993, no campo de Jubarte.

Hoje a frota é de 25 embarcações desse tipo, que se somam a 16 plataformas semisubmersíveis e outras 88 fixas. O problema para cumprir metas de aumento da produção é a falta de capacidade ociosa nos diques secos dos estaleiros nacionais, mesmo os virtuais.

“Dos projetos de construção de plataforma em carteira atualmente, menos de um terço está sendo integralmente construído no Brasil. A maior parte dos projetos é para atender campos de rodadas de licitação [da ANP] mais antigas, quando o conteúdo local era bem mais brando”, afirma Vaz, observando que a exigência de conteúdo local já aumentou em cerca de 30% o preço das unidades construídas no Brasil, onde a produtividade é menor.

O consultor vê espaço para a Petrobras aliviar, de certa forma, o gargalo dos estaleiros nacionais sem comprometer o conteúdo local mínimo exigido por meio de encomendas dos cascos na Ásia.

Para Libra, a consultoria estima números gigantes, um pouco deles incluídos na projeção de investimento até 2025. Ao longo dos 35 anos de concessão somente os custos operacionais (dedutíveis) poderão variar entre US$ 180 bilhões e US$ 250 bilhões. Ontem, em Brasília, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, estimou que nos primeiros dez anos, Libra vai exigir investimentos de US$ 80 bilhões.

Tomando como premissa o início de produção de Libra em 2019, a IHS espera que o pico de atividade no campo seja atingido somente em 2027, quando é esperado que todas as unidades de produção (entre 10 e 15 plataformas) estejam operando.

A produção nesse momento é estimada em 1,6 milhão de barris de petróleo por dia pela IHS e em 1,4 milhão de barris/ dia pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). Atualmente a Petrobras produz 2 milhões de barris/dia, volume afetado pela queda da produção dos campos gigantes da bacia de Campos.

Sobre Libra, Vaz destaca que as estimativas hoje são imprecisas já que os valores finais dependem de várias premissas, principalmente a de confirmação do volume recuperável de reservas do campo, que até hoje tem apenas um poço perfurado com sucesso.

A ANP estima que Libra tenha entre 8 e 12 bilhões de barris recuperáveis de petróleo, o que corresponde a um reserva “in situ” no campo – nem toda ela capaz de ser extraída com a tecnologia atual – variando entre 26 bilhões a 42 bilhões de barris segundo estimativa da consultoria Gaffney, Cline, contratada pela agência reguladora. Já a IHS estima que o campo gigante tenha reservas “in situ” de 18 bilhões de barris.

Mesmo projetando um volume menor, o campo é disparado o de maior tamanho descoberto no mundo desde 2008. Na lista da IHS mostrando as dez maiores descobertas de petróleo no mundo no período, seis são brasileiras – Franco, Libra, Iara, Sapinhoá, Carcará e Júpiter – todas descobertas da Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos.

Outras duas descobertas estão no Iraque (Barda Rash e Shaikan), uma nos Estados Unidos (o campo de Tiber) e outra na Noruega (Johan). Desses locais, o único a oferecer uma área para leilão atualmente é o Brasil, já que o Iraque está fechado.

O consórcio que ganhar na segunda-feira o contrato de partilha para produzir petróleo em Libra terá que perfurar mais poços e testar o reservatório e delimitar a área do campo, que tem mais de 1,5 mil quilômetros quadrados de extensão em lâmina d”água de aproximadamente 1.500 metros até o subsolo marinho. Ainda não se conhecem os planos para escoamento dos enormes volumes de gás que serão produzidos. As estimativas são de que a produção de gás chegue a 20 milhões de metros cúbicos dia, o equivalente a dois terços das atuais importações da Bolívia. Contudo, como não existe gasoduto na área, a Petrobras já sinalizou que grande parte da produção de gás no pré-sal será reinjetada nos poços, frustrando setores da indústria.

Por: Fernando Brito
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