O ritmo de produção dos barris terá papel crucial para determinar se a compra de 5 bilhões de barris do governo será bom ou mau negócio para a Petrobras. Se a produção de Franco, primeira área a ser explorada conforme o cronograma previsto, atrasar dois anos, por exemplo, isso poderá significar que a Petrobras pagará 18% mais do que deveria pelo petróleo e gás, conforme exercício feito pelo Valor.
Seria como desembolsar, na data de hoje, R$ 118 por um direito de exploração que, na prática, vai render R$ 100 para a empresa ao longo de mais de 30 anos.
Da mesma forma, se após a declaração de comercialidade a produção de petróleo de Franco ou de outras áreas cedidas conseguir ser antecipada em relação ao que foi estimado, a diferença positiva ficará com a estatal.
Isso ocorre por que o preço do barril é calculado a partir de uma estimativa do valor presente do óleo que será retirado. Quando há atraso, o valor presente diminui.
O exercício foi realizado com base na curva de produção que consta do laudo elaborado pela consultoria DeGolyer and McNaughton, contratada pela Petrobras, no cenário mais provável apontado por ela, em que Franco teria 2,04 bilhões de barris de óleo equivalente recuperáveis. No contrato de cessão onerosa, que foi objeto de negociação com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), projeta-se que a Petrobras conseguirá retirar 3,06 bilhões de barris desta área.
Ao se analisar o histórico das estimativas e metas de produção da Petrobras, em contraste com o que foi efetivamente realizado, nota-se que o volume de barris recuperados fica sistematicamente abaixo do anunciado pela companhia.
Em agosto de 2007, por exemplo, quando anunciou seu plano de negócios para o período de 2008 a 2012, a Petrobras tinha como meta uma produção total de 3,49 milhões de barris diários em 2012, considerando as operações no Brasil e no exterior. Se o crescimento fosse linear ao longo do período, a Petrobras deveria produzir em 2010 cerca de 3 milhões de barris/dia. No primeiro semestre deste ano, no entanto, a produção da estatal ficou em 2,57 milhões de barris/dia, quase 15% menor.
No plano anunciado em 2007, o crescimento anual implícito previsto era de 7%, sendo que esse índice subiu a 8,75% no plano divulgado em janeiro do ano passado. No anúncio mais recente, de junho de 2010, a ambição foi maior, com projeção de ampliação da produção de 9,44% por ano nos próximos cinco anos. Entretanto, entre 2006 e 2009, a produção efetiva da Petrobras aumentou bem menos do que essas projeções, em 3,2% ao ano.
"Existe uma preocupação inevitável que decorre do fato de a Petrobras ser uma das poucas empresas que divulgam projeção de produção e nunca cumprem", afirmou Luiz Gustavo Medina, sócio da M2 Investimentos. "Atrasar a produção de 2015 para 2017 não é algo impossível."
Não se conhece exatamente a curva de produção e os custos que foram usados como base para se chegar ao preço de US$ 9,04 por barril da área de Franco, conforme o contrato da cessão onerosa.
Mas tendo em conta o preço de US$ 7,43 apontado pela DeGolyer no cenário mais provável, é possível notar que a diferença de taxa de desconto usada nas projeções explica 65% da diferença. Ou seja, se em vez da taxa de desconto de 10%, a consultoria contratada pela Petrobras tivesse usado a mesma taxa do acordo firmado, de 8,83%, o preço do barril seria de US$ 8,48. Essa taxa, que deve ser no mínimo igual ao custo de capital, muda o valor do dinheiro no tempo.
Apenas a diferença deste último valor para os US$ 9,04 se justificam pela curva de produção e custo de retirada dos barris.
E se a questão do tempo pode atrapalhar a Petrobras, os especialistas acreditam que pode haver ganhos que, da mesma forma que as eventuais perdas, seriam capturados pela empresa. No seu laudo, a DeGolyer apontou um custo de desenvolvimento de US$ 13,58 por barril para Franco, que se soma a um custo de produção de US$ 4,71, totalizando US$ 18,29 por barril.
Em relatórios divulgados antes do anúncio dos termos da cessão onerosa, bancos de investimento apontavam estimativas combinadas de custo em torno de US$ 15 por barril.
Para a produção de 2,04 bilhões de barris em Franco, a DeGolyer calculou serem necessários 60 poços, sendo 45 produtores, com três plataformas flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs), com capacidade de processamento de 150 mil barris por dia cada uma. O custo por poço ficaria em US$ 160 milhões.
Esse valor é maior do que o custo médio atual das perfurações da Petrobras no pré-sal, que tem ficado em torno de US$ 100 milhões por poço.
Com esses dados, é possível inferir que cada poço produziria cerca de 10 mil barris/dia nesse cenário traçado. A produção atual do teste de longa duração de Tupi, no pré-sal, é de 20 mil barris de petróleo e de 800 mil metros cúbicos de gás por dia, sendo que esse volume foi o máximo autorizado pela ANP para que a Petrobras pudesse fazer os testes de vazão. Na prática, cada poço deve produzir muito mais, entre 35 mil e 50 mil barris/dia.
A produção de Tupi deve subir para 100 mil barris/dia quando for instalado um projeto-piloto de produção na área, com uma plataforma que terá capacidade de produzir 100 mil barris por dia. Em Guará, que é considerado um ponto fora da curva positivo, a produção é de 50 mil barris/dia.
Assim, se a produtividade por poço for maior que a estimada, seriam necessárias menos perfurações, reduzindo o custo médio de desenvolvimento por barril.
Uma produção maior por poço também pode antecipar a retirada do petróleo do pré-sal ao longo do período do contrato, compensando um eventual atraso no início da produção em larga escala.
Fonte: Valor Econômico/ Fernando Torres e Cláudia Schüffner | De São Paulo e do Rio
PUBLICIDADE
