Custo do barril de petróleo do pré-sal tende a ser mais positivo para Petrobras, diz engenheiro

O custo médio de US$ 8,51 por barril de petróleo da camada pré sal, anunciado ontem (1º) pelo governo, tende a ser mais positivo para a Petrobras do que para a União, uma vez que a tendência é de que quando a exploração começar a ser feita, o preço do barril esteja muito mais caro do que o valor atual de mercado. A opinião é do presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobras (Aepet), Fernando Leite Siqueira.

“Este valor [US$ 8,51] é bom, mas por ser estático representa risco para todo mundo porque não considera a tendência de alta do preço do petróleo”, disse Siqueira à Agência Brasil. Segundo ele, ao atingir o pico de produção, a tendência mundial é de que haja em breve um choque de demanda. “Com isso, o preço subirá e a União vai perder”, acrescentou. “Claro que se houver queda de preço, será a Petrobras a parte prejudicada”, completou.

Para evitar que uma das partes arque com o prejuízo, o presidente da Aepet sugere que, a cada venda de petróleo da Petrobras, fossem feitos acertos de contas entre a estatal e a União, após a contabilização de todos os custos financeiros e de produção por parte da empresa.

“Como o preço é estático, alguém ganhará e alguém perderá quando o produto for vendido. Se houvesse um mecanismo que abrisse a possibilidade de ajustar esse preço em função do valor de mercado e do lucro obtido, descontados os custos financeiros e de produção, não haveria o risco de alguma das partes sair prejudicada”, argumentou o engenheiro. “Hoje, o risco maior é da União, porque o petróleo tende a subir”, reforça.

O presidente da Aepet avalia que a variação do preço a ser acertado com a União não afugentaria os investidores porque daria a eles mais certeza de que a Petrobras não perderia. “A formatação [da definição do preço] poderia ter sido melhor. Mas não deixa de ser uma boa solução porque permite à Petrobras captar recursos a um preço baixo”.

O barril de petróleo que será usado para a capitalização da Petrobras vai custar em média US$ 8,51. O valor da cessão onerosa dos 5 bilhões de barris será de US$ 42,533 bilhões. A definição desse preço é importante para definir o valor da capitalização da Petrobras, prevista para ocorrer no dia 30 de setembro.

Sete campos de reserva serão entregues à Petrobras para exploração: Tupi Sul, Florim, Peroba, Tupi Nordeste, Guará, Iara e Franco. O Campo de Peroba, no entanto, só será acionado se a extração nas demais reservas não alcançar o volume de 5 bilhões de barris.

O valor de US$ 8,51 por barril refere-se à média dos campos de petróleo. O Campo de Franco, que deverá fornecer 3,1 bilhões de barris, terá o valor mais alto: US$ 9,04. O menor valor será o do petróleo extraído do Campo de Iara: US$ 5,82.

Fonte: http://www.portalnaval.com.br/

Exploração de área cedida começará por Franco

O Programa Exploratório Obrigatório dos poços de petróleo vendido pela União à Petrobras no processo de capitalização da companhia começará pelo campo de Franco e terminará na área ainda não concedida do campo de Iara.

Caso a empresa não cumpra o programa estabelecido, terá que pagar uma multa, mas não correrá o risco de perder os blocos, diferentemente do que acontece nos prazos dados em caso de concessão de exploração nos leilões realizados pela Agência Nacional de Petróleo (ANP).
O objetivo do Programa Exploratório Obrigatório, segundo o presidente da companhia, José Sergio Gabrielli, é obter as informações necessárias para a revisão de preços dos barris estabelecidos no momento da cessão, que ocorrerá quando for declarada a comercialidade dos blocos.
Todos os campos receberão estudos sísmicos em três dimensões. Ao todo, serão perfurados sete poços nos seis campos cedidos inicialmente, além de um poço adicional no campo de Peroba, que ficará de reserva para o caso de faltar petróleo.

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Valor do pré-sal supera até cenário otimista

O preço final de compra dos direitos de exploração de petróleo e gás do pré-sal da bacia de Santos, acordado entre a Petrobras e a União para os reservatórios da cessão onerosa, ficou muito mais caro até mesmo que o apontado no cenário de sucesso pela consultoria DeGolyer and MacNaughton, contratada pela estatal.

No estudo que considera o risco geológico e o risco econômico da exploração das áreas, a consultoria calculou em US$ 18,13 bilhões o valor presente dos barris que poderão ser retirados dos seis blocos que a União vai transferir para a Petrobras. A estatal aceitou pagar um valor 134% superior a isso: US$ 42,5 bilhões.
Mesmo no cenário considerado de sucesso pela DeGolyer, sem considerar os riscos de não encontrar petróleo ou de sua extração não ser comercialmente viável, o valor encontrado foi US$ 23,9 bilhões. O total a ser pago pela petroleira será quase 80% maior.
A diferença de valores se explica tanto pelo preço médio por barril - de US$ 6,8 para a DeGolyer e de US$ 8,51 no acordo firmado - como também pela quantidade de petróleo que poderá ser retirada dos campos de Iara e Franco, os dois principais da operação. Mesmo no cenário de sucesso, a DeGolyer considera, no que chama de sua estimativa mais confiável (2C), a possibilidade de retirada de 2,13 bilhões de barris dessas duas áreas. No contrato firmado, a Petrobras prevê a extração de 3,66 bilhões de barris desses dois campos.
No prospecto da oferta, a Petrobras diz que não pode descartar o risco de contestação do valor pago à União, "incluindo em relação à sua fixação em valor superior ao constante do laudo técnico elaborado pela DeGolyer".
Para a confecção do laudo, foram considerados preços constantes de US$ 79,23 para o barril de petróleo do tipo Brent e foi aplicado um desconto de 7,29%, por conta do grau de viscosidade e custos de transporte. Para o gás, o preço foi de US$ 4,27 para cada mil pés cúbicos de gás na cabeça do poço (ou seja, antes de seu transporte até a superfície). Os dois preços foram indicados pela Petrobras à consultoria. A taxa de desconto usada foi de 10% ao ano.
Depois de ter feito seu relatório-base, que considera riscos econômicos e geológicos, a DeGolyer atendeu nova demanda da Petrobras, que pediu que fosse elaborado um resumo com os resultados dos cálculos do potencial futuro de receita líquida para o "caso de sucesso" de desenvolvimento e produção das áreas.
Nesse cenário, a retirada dos barris da camada pré-sal estaria garantida, uma vez que os termos do contrato de cessão onerosa preveem uma quantidade fixa de petróleo, sem risco de volume.
Em todos os momentos, a DeGolyer tratou de forma distinta as áreas de Iara e Franco, consideradas reservas contingentes, e os campos de Tupi Nordeste, Tupi Sul, Guará Leste, Florim e Peroba, vistos como reservas esperadas, de maior risco de exploração.
A DeGolyer fez o "caso de sucesso" solicitado pela Petrobras, mas ressaltou que existe apenas uma "pequena chance" de que todas as áreas tenham possibilidade de sucesso geológico que permita sua produção em termos econômicos.
"O caso de sucesso é baseado em um cenário de desenvolvimento determinista que não foi ajustado para a probabilidade de risco geológico ou à probabilidade de risco econômico, e, portanto, trata-se de um resultado improvável", ressalta a DeGolyer.
Nessa condição, a consultoria apontou um preço de barril de US$ 7,43 para Franco no cenário mais provável e de US$ 3,73 para Iara. No contrato de cessão onerosa, os preços são de US$ 9,04 e de US$ 5,82, respectivamente.
No mercado, aumentam as preocupações com a previsão de revisão do contrato dentro de quatro anos, quando a Petrobras terá que declarar a comercialidade das áreas. O temor é de um preço muito mais elevado, que vai exigir um pagamento para a União com dinheiro que, dessa vez, terá que sair do caixa, e não do próprio governo, como está ocorrendo agora.
Magda Chambriard, diretora da Agência Nacional do Petróleo (ANP), que conduziu todas as negociações, se surpreende ao saber das preocupações dos analistas e lembra que a União está transferindo à Petrobras o suficiente para garantir a atual produção anual do Brasil durante quase sete anos.
A ANP só divulgará nesta semana o laudo da consultoria Gaffney, Cline & Associates, contratada por ela. Mas Magda adiantou ao Valor que a maior divergência entre a agência e a Petrobras foi causada pela diferentes interpretações com relação ao potencial de Franco. A Petrobras, segundo Magda, considerou que apenas metade da área é capaz de produzir petróleo em condições economicamente viáveis, enquanto a ANP entende que novas tecnologias poderão ser usadas para tornar comercial toda a área do bloco.
No seu relatório, a DeGolyer apresenta estimativas pessimistas (1C), médias (2C) e otimistas (3C) para as áreas de Franco e Iara.
Para Iara, no pior cenário, não haveria produção e, no mais provável, seria possível produzir 30 mil barris por dia por meio de uma plataforma flutuante de produção, armazenagem e escoamento (FPSO). No cenário otimista, a produção sobe para 370 mil barris/dia depois de instaladas três plataformas FPSO, cada uma com capacidade de processar 100 mil barris, e uma quarta, menor, com capacidade de 70 mil barris/dia.
Para a área de Franco, no cenário pessimista, seria possível produzir 125 mil barris/dia por meio de uma única FPSO. No caso mais provável, a produção aumentaria para 450 mil barris/dia por meio de três plataformas. No cenário otimista, Franco poderia produzir, sozinho, 1,05 milhão de barris por dia, pouco menos da metade da produção atual da Petrobras. Nesse caso seriam instaladas sete FPSOs.
O custo de exploração por barril seria de US$ 10,50 em Iara e de US$ 4,71 em Franco, no cenário médio. Já o custo de produção respectivo somaria US$ 20,34 e US$ 13,58.
Em termos de quantidade total de petróleo a ser explorada, a variação é grande. No cenário médio, a área de Franco teria 1,57 bilhão de barris de óleo e condensados marginalmente recuperáveis e 1,6 trilhão de pés cúbicos (TCF) de gás natural. No caso otimista, os recursos aumentam para 4,7 bilhões de barris e 4,8 TCFs de gás.

Fonte: http://www.portalnaval.com.br/