Exploração do pré-sal impulsiona novos negócios

Simone Goldberg, para o Valor, do Rio

O setor de petróleo brasileiro, com a exploração e desenvolvimento da camada pré-sal, tem tudo para ser a maior alavanca da economia nos próximos anos, abrindo inúmeras perspectivas de negócios. A festa já começou. Entre 2009 e 2012, de acordo com dados da Organização Nacional do Petróleo (Onip), os investimentos no setor industrial somarão R$ 450 bilhões, 60% dos quais oriundos do segmento de petróleo e gás. “A programação de investimentos é bilionária: a Petrobras e as demais petroleiras vão aportar US$ 200 bilhões nos próximos cinco anos”, informa o diretor geral da Onip, Eloi Fernandez.

Desses US$ 200 bilhões, US$ 45 bilhões irão para o pré-sal, somando Petrobras – que contribuirá com 62% desse montante – e demais empresas. Num horizonte de prazo mais longo, esses valores dão saltos consideráveis: até 2020, a previsão é a Petrobras, sozinha, gastar US$ 111,4 bilhões no pré-sal. Petroleiras estrangeiras, ainda que estejam em compasso de espera, aguardando as definições sobre o marco regulatório da nova província exploratória em análise pelo Congresso Nacional, também já anunciaram planos bilionários de investimento no Brasil.

É o caso da petrolífera norueguesa StatoilHydro, que pretende fazer aportes de US$ 5 bilhões a US$ 10 bilhões no país em uma década e da americana Chevron, que revelou intenção de investir US$ 5 bilhões também nos próximos dez anos. A StatoilHydro, que tem expertise em águas profundas, vai gastar os recursos em campos onde já opera no Brasil. Mas, segundo o presidente no país, Kjetil Hove, há interesse também no pré-sal. “É um projeto que se encaixa bem nas ambições de longo prazo da empresa”, diz.

Já a Chevron vai tocar o desenvolvimento de cinco campos que opera em sociedade com outras petroleiras e em empreendimentos novos, que podem incluir o pré-sal, se a legislação referente a sua exploração não for restritiva. Além delas, outra grande ‘player’, a anglo-holandesa Shell, com grande experiência em pré-sal, que atua em regiões como o Golfo do México e o Oriente Médio, também está acompanhando as mudanças das regras do negócio.

Há quase cem anos no Brasil, a Shell já desembolsou mais de US$ 2,8 bilhões explorando e produzindo petróleo por aqui. A empresa participa de 15 blocos de exploração e só no ano passado investiu mais de meio bilhão de dólares no país. De acordo com seu gerente de relações externas de exploração e produção no Brasil, Flavio Rodrigues, o pré-sal exigirá muitos recursos e tecnologia para confirmar sua viabilidade e potencial. Ele espera que se estabeleça um ambiente de negócios transparente, com regras estáveis, e competitivo.

Muitas petroleiras estrangeiras são sócias da Petrobras em blocos já licitados do pré-sal, como a própria Shell, as portuguesas Partex e Galp, a espanhola Repsol, a britânica BG e as americanas Hess e Exxon. Algumas têm razões para dar sorrisos largos, pois já foram confirmados grandes volumes de óleo em suas áreas de exploração. É a sorte da Galp, que participa de cinco blocos no pré-sal. Ela pretende investir US$ 2,6 bilhões até 2013 para desenvolver essas descobertas, focando nos seus quatro blocos da Bacia de Santos. O outro fica na Bacia do Espírito Santo.

Os blocos já leiloados representam cerca de 28% da nova província exploratória e, segundo o projeto do marco regulatório que está no Congresso, vão se manter sob as regras atuais de concessão. Os demais, que ainda serão licitados, ficarão sob o regime de partilha, conforme propõe o governo.

Essa movimentação traz a reboque uma série de outros negócios, estimulando a grande cadeia produtiva de bens e serviços domésticos e abrindo apetites estrangeiros. A quinta edição da Brasil Offshore, feira da indústria petroleira, realizada em Macaé, em junho, serviu de termômetro para o negócio de óleo e gás daqui para frente. O número de expositores do exterior -138 – representou aumento de 100% em relação à feira anterior. Vieram fabricantes principalmente da China, França, Reino Unido, Holanda, EUA e Alemanha. Vários já se preparam para se instalar no país e ficar mais perto dos clientes.

Um exemplo é a francesa Ixsea, fabricante de sistemas de giroscópio com sensores de movimento usados para estabilizar embarcações. Outra francesa, a Imeca, avalia desembarcar no Brasil com sua fábrica de equipamentos que movimentam tubos em alto mar. A empresa já está presente no pré-sal brasileiro: fornece maquinário para a também francesa Technip, que trabalha para a Petrobras no Teste de Longa Duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos. A Technip é dona da Flexibras, fabricante de tubos flexíveis, no Espírito Santo.

Empresas brasileiras também já se preparam para morder um pedaço do bolo. O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Porto de Suape, Pernambuco, já tem uma carteira cheia de pedidos da Petrobras. O EAS está contratado para fazer 22 navios petroleiros, integrantes das fases um e dois do Programa de Modernização da Frota (Promef). Em setembro de 2008 foi iniciada a construção do primeiro, que deverá ser lançado ao mar, para acabamento e testes finais, no começo de 2010. Dos 22 navios, sete são da fase dois do Promef e tiveram seu contrato assinado em setembro. Eles serão usados no transporte de petróleo das novas áreas produtoras do pré-sal para os terminais da Petrobras.

O estaleiro também está fazendo o casco da plataforma P-55 para a estatal. Sua carteira de encomendas soma US$ 3,4 bilhões e o estaleiro avalia uma expansão para atender ao aumento de demanda que virá com o pré-sal. “O pré-sal traz aos fornecedores da cadeia do petróleo a oportunidade de viabilizar investimentos de médio e longo prazos. Especialmente no Nordeste, onde estamos instalados, contamos muito com o pré-sal”, afirma o presidente do EAS, Ângelo Bellelis.

O EAS é controlado pelos grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. Este último, por sinal, por meio da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), tem projetos ambiciosos para prestar serviços no pré-sal. Entre eles está a compra, junto a estaleiros estrangeiros, de três plataformas capazes de operar em áreas ultraprofundas. A Queiroz Galvão Óleo e Gás acumula experiência como prestadora de serviços de perfuração em águas profundas desde agosto, quando teve sua plataforma Olinda Star contratada pela Petrobras para trabalhar nos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. O investimento, incluindo a adaptação da Olinda Star para atuar em águas profundas, chega a US$ 1,65 bilhão.

Segundo geólogos, com base em dados sísmicos, área no pré-sal da Bacia de Santos, pode ter até 4 bilhões de barris

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

As reservas potenciais da área de Guará, no pré-sal da Bacia de Santos, podem atingir até o dobro dos dois bilhões de barris identificados pela Petrobrás no local, estimam geólogos e especialistas do setor. A análise foi feita com base na interpretação de dados sísmicos da região.

“Pode ser o dobro ou até mais que o dobro do volume anunciado”, disse o geólogo Giuseppe Baccocoli. Um segundo geólogo, que preferiu não se identificar, também destacou que na formação rochosa de Guará (que compreende a área concedida e as adjacências) poderiam existir “entre três a quatro bilhões de barris”.

A tese dos geólogos é a mesma adotada para a área de Iara, a noroeste de Guará, onde foram identificados de três a quatro bilhões de barris dentro da concessão. Se confirmada a tese, ambas as áreas podem abrigar os cinco bilhões de barris que o governo federal pretende aportar na Petrobrás.

Essas reservas fora da área de concessão ainda não teriam sido identificadas oficialmente porque não houve perfurações no local. As perfurações só foram feitas dentro dos limites territoriais da concessão. O restante, que está nas mãos do governo, ainda será perfurado sob encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Anteontem, o diretor de Exploração e Produção da Petrobrás, Guilherme Estrella, afirmou que essas perfurações serão feitas com sondas exclusivas da estatal. A expectativa é de que pelo menos os alvos a serem perfurados sejam identificados até o fim deste ano.

De acordo com Baccocoli, no entanto, a expectativa não é 100% segura, porque somente uma primeira perfuração nesses locais mostrará “se há a mesma porosidade da rocha e se esses volumes que estão fora da área de concessão poderiam ser recuperados”. “Não se sabe se a rocha apresenta as mesmas condições que facilitam a retirada do óleo, como foi identificado na área sob concessão”, comentou Baccocoli.

Por enquanto, apenas nas três áreas concedidas na Bacia de Santos já foram identificados o mesmo volume de reservas hoje provadas pela Petrobrás, de 14 bilhões de barris, sendo até 8 bilhões em Tupi, até 4 bilhões em Iara, e até 2 bilhões em Guará.

“Sem considerar os outros blocos do pré-sal de Santos, apenas com a revelação dos volumes nessas três áreas, o Brasil já dobra o volume provado de reservas existentes até hoje”, destacou o diretor da área de Abastecimento da Petrobrás, Paulo Roberto Costa, que participou ontem de evento no Rio.

Com produção prevista para iniciar respectivamente em 2013 e 2014, tanto Iara, no bloco BM-S-11, quanto Guará, no BM-S-9, são operados pela Petrobrás. Em Iara, a estatal tem parceria com a BG (25%) e a Galp (10%) e em Guará, a parceria é com a BG (30%) e a Repsol (25%). Os consórcios já aprovaram o projeto-piloto para ambas as áreas e a licitação para a construção do navio-plataforma que servirá a cada uma delas já está na rua. Cada unidade deverá ser responsável por produzir 120 mil barris por dia em seis anos.

Mesmo sem a confirmação das potenciais reservas nas adjacências de Guará, a divulgação da descoberta pela Petrobrás animou especialistas. Para Nelson Rodrigues de Mattos, do Banco do Brasil, a notícia é “extremamente positiva, não só pelo indicativo da potencialidade do bloco, que possui diversos prospectos (Carioca, Iguaçu, Complex, Tupã, Abaré e Abaré Oeste), mas também pela elevada produtividade do poço estimada em 50 mil barris por dia”.

David Zylbersztajn, cunhado do presidente FHC, quando dirigiu a ANP, pergunta por que mudar da concessão para a partilha?

O presidente da Galp, empresa petrolifera portuguesa, sem saber da pergunta de David, respondeu para a mesma interrogação do VALOR: “Hoje o risco caiu abruptamente, o marco regulatório tem que estar associado ao risco”. (Petrolíferas sinalizam participação no novo modelo)

De fato, assumindo o risco de procurar e não achar petróleo, a empresa privada fica com o que encontra e paga uma taxa ao Estado brasileiro. No pré-sal, contrariamente a afirmação de David, trata-se de um recurso volumoso de petróleo, concentrado numa área que dilui muito o risco de insucesso na exploração. No pré-sal, a Petrobras já perfurou 31 poços, com taxa de sucesso de 87%. No núcleo dessa área – a Bacia de Santos -, perfurou 13, com 100% de sucesso. “A indústria de petróleo trabalha com um nível de sucesso de 20%”, compara o presidente da EPE no jornal VALOR. (“O Brasil pode, a partir do pré-sal, ter um valor estratégico para o mundo. (…) Esse regime vai colocar o Brasil num processo interessante de inserção internacional)

David disse que é pouco provavél que empresas privadas queram se associar a uma estatal para investir e compartir das decissões. Mas é o contrário que empresas privadas como Galp, ou BG group declararam, além de isto ser desmentido pela própria experiência da Noruega, entre outras.

Fica, por último, o argumento das nomeações políticas na Petro-sal. O argumento pode ser hilário, vindo do tucano David Zylbersztajn, diretor da ANP quando o sogro era presidente do Brasil.

Em toda amizade, David. LF

entrevista

AGNALDO BRITO – FOLHA SP

DA REPORTAGEM LOCAL

Um dos personagens centrais da mudança da Lei do Petróleo no governo Fernando Henrique, o ex-diretor da ANP (Agência Nacional do Petróleo) David Zylbersztajn, disse que o governo Lula vai criar um novo modelo de exploração de petróleo sem informar ao país o porquê de o anterior não funcionar. O executivo, que hoje atua como consultor, criticou o viés estatizante da proposta, a vantagem da Petrobras e o papel ainda nebuloso da Petro-Sal.

AGNALDO BRITO
DA REPORTAGEM LOCAL

Um dos personagens centrais da mudança da Lei do Petróleo no governo Fernando Henrique, o ex-diretor da ANP (Agência Nacional do Petróleo) David Zylbersztajn, disse que o governo Lula vai criar um novo modelo de exploração de petróleo sem informar ao país o porquê de o anterior não funcionar. O executivo, que hoje atua como consultor, criticou o viés estatizante da proposta, a vantagem da Petrobras e o papel ainda nebuloso da Petro-Sal.

FOLHA – O sr. participou da mudança do marco regulatório em 1997. A mudança anunciada pelo governo Lula lhe agradou?
DAVID ZYLBERSZTAJN - Até agora não está claro por que mudou. Nenhuma das justificativas explica por que o modelo atual não é adequado para o pré-sal. Outra questão: ninguém sabe ainda quanto vai arrecadar com as novas reservas, e o governo já está criando um fundo e fazendo promessas, sem apresentar nem estimativas sobre quanto pretende arrecadar. As grandes descobertas feitas até agora que já estão estimadas são as de Tupi e Iara, mas essas vão ficar todas no modelo anterior.

FOLHA – O novo modelo prevê um Comitê Operacional dentro dos consórcios. Metade será indicada pela Petro-Sal. Isso inibe investidores?
ZYLBERSZTAJN - É pouco provável que alguém tenha interesse em investir onde tenha que dividir com uma estatal decisões de investimento. A estatal vê os interesses do governo. Quem vai indicar os dirigentes dessa estatal? Não haverá indicações políticas? Indicação política numa empresa que vende petróleo é algo preocupante. Não sei se precisávamos colocar esse bode na sala.

FOLHA – O sr. diz que não vê argumento técnico para a mudança. A razão é política?
ZYLBERSZTAJN - Não vi argumentos técnicos para a mudança, mas se for derivar para o campo político, aí sim, é possível começar a compreender porque houve a decisão de mudar o modelo. E a razão é que sempre se acha que vender petróleo gera mais dinheiro do que taxar o petróleo. A ministra Dilma Rousseff (Casa Civil) disse que a participação do Estado pode chegar a 80%, isso poderia ter sido feito aumentando a taxação.

De Brasília, São Paulo e Rio – VALOR

As primeiras – e ainda escassas – manifestações das empresas petrolíferas que já operam no Brasil indicam a intenção de ampliar investimentos em exploração e produção de petróleo, o que significa atuar dentro do modelo de partilha da produção. A portuguesa Galp e a britânica BG deram sinais neste sentido ontem. A Galp, cujo presidente Manuel Ferreira de Oliveira esteve ontem com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, foi explícito na intenção de ampliar sua presença no país. “Estaremos presentes em todas as licitações, mas não podemos especular o que resultará desta presença”, afirmou o presidente da Galp.

Já a BG, em resposta enviada ao Valor, ponderou que a empresa pretende “construir um planejamento de atividades de longo prazo no Brasil e espera continuar com a cooperação com o governo brasileiro dentro do novo marco regulatório”. De acordo com a empresa, as propostas do governo precisam ser examinadas “atentamente”, antes da companhia expressar uma visão definitiva sobre o assunto. “No entanto, recebemos bem do governo a garantia de que os contratos existentes não serão afetados pela nova legislação”, acrescentou a empresa, em nota de sua assessoria de comunicação.

Oliveira mostrou apoio à mudança de regras. “Hoje o risco caiu abruptamente, o marco regulatório tem que estar associado ao risco”, explicou. A Galp é sócia da Petrobras em 50 projetos, entre eles seis na camada do pré-sal: Júpiter, Tupi, Iara, Iracema, Caramba e Bem-te-vi. Segundo ele, a visita teve caráter de apoio. “Viemos hoje agradecer ao ministro Lobão pela qualidade do trabalho entregue ao Congresso e manifestar o compromisso da nossa presença aqui”, disse o executivo da Galp.

O presidente da empresa portuguesa garantiu ainda que participará também da licitação das áreas de petróleo fora da região do pré-sal, que será realizada pelo governo. O ministro disse ontem que ela deverá acontecer em novembro. Para o presidente da Galp, o país adotou modelo praticado em outros países. Em 2000, quando foram feitas as primeiras licitações e não se conhecia o potencial do pré-sal e o risco era alto, o melhor era a concessão, no seu entender.

Oliveira disse ainda que vê como vantagem a participação da Petrobras como única operadora em todos os blocos do pré-sal, como prevê o projeto do governo. Segundo ele, se houvesse mais operadores teria necessidade de “um entendimento profundo”. Ferreira de Oliveira comemorou ainda o fortalecimento da Petrobras. Ele disse que parceria é isto, “nos alegramos com o sucesso dos nossos parceiros”.

O presidente da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, demonstrou preocupação com o novo modelo definido pelo governo para o pré-sal. Se as mudanças introduzidas gerarem desconfiança ou insegurança, ele advertiu que isso pode vir a “sepultar” os investimentos planejados por muitas empresas estrangeiras de petróleo e gás no país. (Agências noticiosas)

Valor Online

RIO – O primeiro navio com petróleo de Tupi chegará em breve ao porto de São Sebastião, em São Paulo. A portuguesa Galp, que tem participação de 10% do bloco BM-S-11, onde foram encontrados os campos de Tupi, Iara e Iracema, informou hoje em Lisboa que foram transferidos 315 mil barris de petróleo da plataforma (FPSO) Cidade de São Vicente para o navio Nordic Spirit.

O óleo foi extraído do poço chamado Tupi Sul, que começou a produzir oficialmente, em um teste de longa duração (TLD) no dia 1º de maio.

Segundo a Galp, estão sendo produzidos por meio desse poço cerca de 14 mil barris de petróleo por dia. Na nota divulgada hoje, o presidente da Galp, Manuel Ferreira de Oliveira, diz que “(…) O dia 23 de junho representa a incorporação no mercado das primeiras quantidades de crude provenientes do pré-sal da bacia de Santos, sendo assim outro dia que ficará na história desse grande projeto”.

Além do BM-S-11, onde até agora foram encontrados três reservatórios, a Galp tem participação acionária em blocos com descobertas importantes de petróleo e gás no pré-sal: BM-S-8 (Bem-te-Vi), BM-S-24 (Júpiter) e BM-S-21 (Caramba). Além das áreas ultra-profundas em alto mar, a Galp tem participação em 20 projetos no Brasil, todos em parceria com a Petrobras.

(Cláudia Schüffner | Valor Econômico, para o Valor Online)

Líderes de consórcios entram em nova fase de exploração, furando poços para calcular o tamanho das reservas

do blog jhunhior

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

Petroleiras estrangeiras com atuação no Brasil começam a intensificar as buscas pelas reservas abaixo da camada de sal como operadoras e líderes de consórcios, com ou sem a participação da Petrobrás. Segundo especialistas, os primeiros detalhes sobre volumes de reservas podem ser divulgados ainda este ano. Apesar de a média de preço internacional do barril de petróleo ter despencado desde meados do ano passado, a aceleração dos investimentos parece confirmar a viabilidade do pré-sal brasileiro.

Em parceria com a estatal brasileira, duas estrangeiras – a portuguesa Galp e a britânica BP – já haviam comemorado a multiplicação de seus volumes de reservas. Agora, dois poços já sendo perfurados no pré-sal sob o comando de multinacionais e a expectativa é que pelo menos outras quatro perfurações sejam feitas este ano.

O estágio atual marca a segunda fase da atividade exploratória de multinacionais no País, já com a perfuração dos chamados poços de extensão, que têm como objetivo dimensionar o tamanho dos reservatórios. Nesse caso, enquadram-se os dois poços perfurados atualmente: Azulão 2, da americana Exxon, e Corcovado 2, da britânica BG, ambos na Bacia de Santos.

“Já é uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”, explica o geólogo Giuseppe Bacoccoli, professor da UFRJ e ex-funcionário da Petrobrás. “Há hoje uma importante participação de companhias estrangeiras no pré-sal, seja por meio de parcerias com a Petrobrás ou como operadoras”, comenta.

Azulão e Corcovado, por exemplo, têm participação da Petrobrás, mas são operados pelas estrangeiras. A expectativa do mercado é que, com a conclusão dos poços, as empresas já possam divulgar estimativas de reservas, assim como fez a estatal ao fim do segundo poço de Tupi. Exxon e BG anunciaram as primeiras descobertas nos blocos BM-S-22 e BM-S-52, respectivamente, este ano. Imediatamente, partiram para os poços de extensão.

“Depois do poço, vamos estudar os resultados e decidir a melhor maneira de continuar a exploração”, desconversou o diretor de Assuntos Corporativos da BG no Brasil, Roberto Ardenghy. A companhia tem 40% do BM-S-52, em águas mais rasas do que Tupi, e assumiu a operação após acordo com a Petrobrás, que liderava o consórcio da área, adquirida em leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP). A dupla tem sociedade em algumas das descobertas do pré-sal das águas ultraprofundas de Santos, incluindo Tupi e controla ainda outra concessão em águas mais rasas, o BM-S-50, que deve ter um poço perfurado este ano. A BG já declarou que o projeto Corcovado tem potencial de reservas na casa dos bilhões de barris.

A Exxon não tem se pronunciado sobre o potencial do BM-S-22, mas especialistas acreditam que o bloco é um dos mais promissores do pré-sal de Santos. O presidente da Exxon, Rex Tillerson, afirmou que “não há dúvidas do grande potencial do pré-sal”, mas ainda é cedo para qualquer projeção.

Um terceiro poço de extensão de descoberta no pré-sal será perfurado no fim do ano pela americana Anadarko, que anunciou no ano passado a descoberta de reservatório abaixo do sal no norte da Bacia de Campos. O diretor executivo da empresa no Brasil, Cláudio Araújo, informou ao Estado que a perfuração depende apenas de liberação, pela Petrobrás, da sonda Deepwater Millenium, que está sendo usada pela estatal em blocos na Bacia do Espírito Santo.

A companhia estuda ainda a perfuração de um segundo poço na mesma região, no bloco BM-C-32, com características semelhantes às do Campo de Jubarte, onde saiu o primeiro óleo do pré-sal brasileiro. A descoberta no BM-C-30, batizada de Wahoo, foi a primeira do pré-sal feita sem participação da Petrobrás e tem como parceiros a americana Devon, a canadense Encana e a sul-coreana SK.

A anglo-holandesa Shell pode ser a próxima estrangeira a operar poços no pré-sal brasileiro. A companhia contratou uma sonda com capacidade para atingir grandes profundidades e espera iniciar, até o fim do ano, o trabalho no bloco BM-S-54, projeto batizado de Epitônio. Na semana passada, o gerente da companhia, Kent Stingl, disse ao Estado que a empresa também vai estudar a perfuração de poços no pré-sal do norte da Bacia de Campos.

Stingl é responsável pelo projeto BC-10, batizado de Parque das Baleias, que começa a produzir óleo do pós-sal no segundo semestre. O bloco fica ao lado do Parque das Conchas, onde a Petrobrás descobriu reservas no pré-sal. “Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”, diz o presidente da Chevron África e América Latina, Ali Moshiri.

FRASES

Giuseppe Bacoccoli
Geólogo da UFRJ

“É uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”

Ali Moshiri
Presidente da Chevron

“Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”

Cifra é considerada pelo setor um piso dos recursos destinados à exploração e à produção e não inclui descobertas no pré-sal

Estimativa é que só o campo de Tupi consumirá investimentos de US$ 50 bi, ou o equivalente a 17% do orçamento do PAC

PEDRO SOARES – ROBERTO MACHADO – Folha de São Paulo

DA SUCURSAL DO RIO

O Brasil receberá investimentos de US$ 72 bilhões em exploração e produção de petróleo e gás de 2008 a 2012, estima o IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo). A cifra corresponde a 4,6% do PIB de 2007, mas é apenas o piso previsto pelo setor. É que, após a descoberta de novas reservas na camada pré-sal, o país deverá atrair uma onda de recursos sem precedentes para a atividade.
Nessa conta de US$ 72 bilhões não entram os recursos que serão destinados à exploração do pré-sal. Apenas o campo de Tupi consumirá investimentos de US$ 50 bilhões (o equivalente a R$ 83 bilhões) em dez anos, segundo previsão do secretário-executivo do IBP, Álvaro Teixeira. Trata-se da primeira reserva delimitada do pré-sal, com reservas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris e que, sozinha, contará com recursos equivalentes a 16,5% do orçamento total do PAC (Programa de Aceleração do Crescimento) -R$ 504 bilhões.
O cálculo considera a necessidade de 9 a 10 plataformas para explorar a megarreserva. E não inclui outros campos tão promissores quanto Tupi, como os de Júpiter e Carioca. O último causou controvérsia na semana passada com a declaração do diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, de que teria reservas de 33 bilhões de barris -a Petrobras não confirmou.
Nas outras descobertas do pré-sal, a Petrobras ainda faz testes para dimensionar o volume dos reservatórios, o que inviabiliza estimativas de investimentos. Mas, mesmo antes de a “nova fronteira” ter sido anunciada, o país já vivia um boom de investimentos em petróleo.
O levantamento do IBP mostra que há hoje 304 mil km2 sob concessão para atividades de exploração e produção -em terra e no mar. É o equivalente a dois Estados do Ceará, que possui área de 148,8 mil km2.
Do investimento total previsto pelo IBP antes do advento do pré-sal, US$ 54,5 bilhões serão alocados pela Petrobras, e os US$ 17,5 bilhões restantes, pelas demais empresas do setor -a maior parte dos recursos privados virá de empresas estrangeiras.
Ao todo, o setor de petróleo investirá US$ 128 bilhões, sendo US$ 97,4 bilhões da estatal e US$ 30,6 bilhões de outras empresas. A cifra inclui outros elos da cadeia: refino, dutos, terminais, petroquímica básica e distribuição.
“O que estimamos [para exploração e produção] é um piso. O pré-sal representa mudança brutal de contexto, que alterará radicalmente o perfil de investimentos do setor”, disse Felipe Dias, gerente de Economia e Política Energética do IBP.
Segundo o executivo, os custos são mais altos, e a tecnologia necessária à exploração é diferente e inovadora, o que dificulta quantificar o volume de investimentos necessários.

Até agora, a Petrobras já investiu US$ 1,5 bilhão na prospecção nessa nova e promissora província petrolífera. A estatal perfurou 15 poços no pré-sal. Em todos, achou petróleo ou gás -o que indica um risco exploratório nulo.
Tais resultados despertaram o interesse das petrolíferas que atuam no país. Além de parceiras em descobertas do pré-sal, como a BG (Reino Unido) e Galp (Portugal) na bacia de Santos, várias empresas informaram à Folha a disposição em prospectar petróleo e gás na área.
Sozinhas ou em parceria com a Petrobras, Repsol (Espanha), Shell (Reino Unido-Holanda), Anadarko (Estados Unidos) e Partex (Portugal) disseram que estudam investir em exploração na camada pré-sal.
“Recebemos uma sonda capaz de atingir 10 mil metros e vamos perfurar no pré-sal em um bloco na bacia de Campos”, diz Claudio Araújo, presidente da Anadarko no Brasil.
A Partex perfurará, em parceria com Shell e Petrobras, dois poços num bloco (BM-S-10) da bacia de Santos, próximo às novas descobertas. Cada um custará US$ 70 milhões.
A favor, encontram o atual preço do petróleo. Com o barril acima de US$ 110, muitos projetos, que antes não eram rentáveis, passam a ser viáveis.

Em curso
Se o pré-sal aponta para um futuro promissor dos investimentos em exploração e produção, a realidade atual não é nada desprezível: só até 2011, a Petrobras gastará, ao menos, R$ 6,55 bilhões para colocar oito plataformas em operação, sem contar uma unidade não licitada ainda e outra a ser alugada. Juntas, terão capacidade para extrair 1 milhão de barris/dia de óleo e 35 milhões de metros cúbicos de gás.
Neste ano, começará a produzir a P-51, no Marlim Sul (bacia de Campos), cujo custo total ficou em R$ 2,3 bilhões. Também entrará em operação no campo de Marlim Leste a P-53, que será arrendada. Em janeiro de 2009, será a vez da PMXL, no campo de Mexilhão (bacia de Santos), a primeira focada na produção de gás.
Esses recursos destinados à exploração e à produção de petróleo e gás natural são a base de uma cadeia produtiva que multiplica investimentos.
Segundo estudo realizado por economistas do BNDES, os investimentos da indústria do petróleo como um todo atingirão R$ 202,8 bilhões nos próximos quatro anos. Será um crescimento de 10% em relação ao período que vai de 2003 a 2006.

Projeto-piloto deve começar em 2010 e vai definir como será a extração do combustível em águas ultraprofundas

Irany Tereza – O Estado de São Paulo

A Petrobrás fará, no início de 2009, o teste de longa duração que determinará o volume exato das reservas do campo de Tupi, a primeira grande descoberta em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. Será esse o campo – com estimativa inicial de conter entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo – que vai definir a tecnologia adotada na produção em toda a chamada camada de pré-sal, revela uma fonte da estatal. Mas o projeto-piloto somente entrará em operação em 2010 e a produção plena, em 2012, na melhor das hipóteses.

No Golfo do México já há produção de petróleo em pré-sal, mas a profundidade não ultrapassa 5 mil metros. Aqui, esses campos terão de produzir a 7 mil metros de profundidade, em média. Somente na fase de exploração foram gastos US$ 420 milhões na perfuração dos sete poços.

Cláudia Schüffner – VALOR

A descoberta do campo de Tupi e os indícios da existência de uma imensa província petrolífera no pré-sal em um momento de disparada dos preços do petróleo já deixaram uma certeza para os agentes do setor de petróleo e gás: a regulação vai mudar para aumentar a taxação. O que ainda não está claro é a profundidade das mudanças e o impacto que ela trará para investidores estrangeiros.

Se a mudança for apenas para permitir maior participação do país no lucro da indústria, ela pode ser feita por meio de mudanças na alíquota da Participação Especial (PE), o que não precisa alterar a Lei do Petróleo (9.478/97). Porém, mudanças mais amplas, que envolvam nova repartição dos royalties ou mesmo alteração dessa alíquota terão de ser levadas ao Congresso. Se isso acontecer, a discussão pode levar anos, sem que se possa garantir o resultado final de uma lei substituta da atual.

“A lei atual é boa e alterá-la vai parar o setor, o que é ruim para o país. É muito fácil aumentar a renda auferida pela nação em decorrência da exploração de petróleo sem mudar a lei. Na minha opinião, nesses casos a gente conhece o projeto que entra, mas não como ele vai sair na forma de lei. E ninguém fica mais inteligente sentado em um barril de petróleo, mas podem estudar mais se o governo tiver mais recursos para a educação”, diz o primeiro diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn.

Mesma opinião tem Álvaro Teixeira, secretário-executivo do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP). “O atual sistema de concessão tem todos os mecanismos para capturar os lucros extraordinários decorrentes do aumento de preço do petróleo ou por causa do tamanho das jazidas. E pode proporcionar ao governo uma participação adequada na renda petroleira”, diz.

Oficialmente, caberá à Agência Nacional do Petróleo (ANP) formular propostas para uma nova regulamentação para o pré-sal, que será encaminhada ao Ministério de Minas e Energia (MME), que levará o assunto ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A agência está elaborando um documento com sugestões sobre o tema, que deverá ficar pronto em maio. Técnicos da autarquia já esmiuçaram os vários modelos de contrato existentes no mundo, detalhando vantagens e desvantagens dos contratos de concessão (utilizado hoje no Brasil), os de partilha de produção (adotado na Nigéria e outros países em desenvolvimento) e os de prestação de serviços (México e Irã). Mas ainda não se sabe o que vai prevalecer depois que o assunto for levado à diretoria colegiada da agência.

Uma ala da Petrobras estaria defendendo o fechamento das áreas do pré-sal ainda sem concessão para investidores estrangeiros. De qualquer modo, a Petrobras de hoje não pode ser considerada uma estatal puro-sangue já que 60% do seu capital está nas mãos de investidores privados, a maioria estrangeiros, e por isso se fala na possibilidade de criação de outra estatal que teria o controle da produção nas áreas mais ricas do pré-sal.

A alegação é de que somente uma empresa genuinamente brasileira poderia devolver ao governo e ao país todos os ganhos capturados pela exploração dessa riqueza natural do país. Não será surpresa se estiver em gestação uma nova campanha do tipo “O Petróleo é Nosso”.

A discussão não é nova no mundo e preocupa as empresas porque atualmente elas estão sem acesso a novas reservas, enquanto cresce o controle de estatais sobre as áreas existentes. É o que ocorre, por exemplo, na Arábia Saudita, Irã, Líbia, Kuwait e Venezuela.

Independentemente do aumento da carga tributária, a indústria não tem dúvidas de que o preço de produzir no Brasil será maior. E agora tenta convencer o governo a mudar apenas a tributação, sem alterar a Lei do Petróleo.

Antes de se ver envolvido no turbilhão de críticas esta semana, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima vinha defendendo em público a manutenção da atual legislação sugerindo que achava mais razoável uma alteração, por decreto presidencial, do percentual de impostos cobrados sobre os campos localizados no pré-sal. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, discorda. Ele acha que deveria ser levada ao Congresso proposta de se adotar nova regra para o pré-sal, sem excluir a partilha da produção ou a prestação de serviços. Para Gabrielli, essas áreas deveriam ter um regime diferente do atual devido ao baixo risco exploratório.

Álvaro Teixeira diz que a partilha de produção foi um mecanismo que as empresas vislumbraram para não ficar sujeitas a mudanças tributárias em países onde essa área é pouco organizada e justo na fase de desenvolvimento dos projetos. A seu ver, esse não é o caso do Brasil. “A partilha não é ruim. Mas adotar esse sistema agora significaria desconstruir uma regulamentação que já está madura e tem anos anos de prática. O que se diz também é que através da partilha o governo tem mais controle sobre o ritmo de produção, mas hoje todos os mecanismos para isso já existem, seja por meio dos bônus, que refletem o risco, seja através da PE, que captura o risco extraordinário”, afirma.

A discussão não é trivial e já movimenta os partidos políticos. O deputado federal Luiz Paulo Vellozo Lucas (PSDB-ES), presidente do Instituto Teotônio Vilella, organismo de estudos políticos do PSDB, promove hoje no Rio um seminário para discutir justamente a regulação do setor de petróleo e gás depois da descoberta de Tupi. “Sou a favor de mudar a PE sem mudar a lei. O atual regime de concessão do país é o mais transparente e o que melhor remunera o setor público”, diz o deputado.

O IBP ainda não tem posição sobre a possibilidade de mudanças mais amplas na lei. Dada a seriedade do tema e os impactos para as 20 empresas associadas, elas precisam se reunir para chegar a um consenso. Ali, a situação de algumas multinacionais não é tão confortável como a das que têm concessões na faixa do pré-sal, como é o caso da Repsol, BG, Chevron, Exxon, Hess e as portuguesas Galp e Petrogal. No artigo da “World Oil” mencionado por Haroldo Lima, o editor Arthur Berman encerra assim as três páginas de comentários: “A verdadeira mensagem trazida por essas descobertas é que não devemos perder de vista o ainda desconhecido, mas possivelmente grande potencial de bacias que, freqüentemente, são domínio exclusivo de petrolíferas estatais.”

Galp já espera o retorno de investimentos no pré-sal

Kelly Lima – O Estado de São Paulo

O potencial de reservas na área do pré-sal na Bacia de Santos está provocando um entusiasmo indisfarçável nas empresas parceiras da Petrobrás no negócio. A declaração do diretor-geral da Galp Energia, subsidiária da portuguesa Petrogal, Ricardo Peixoto, ilustra bem a excitação: “Chegou a hora de colher os resultados dos investimentos feitos no pré-sal”, disse ontem o executivo, durante um fórum de energia.

A Galp participa, com pequenas porcentagens, em quatro dos principais projetos na área potencial do pré-sal na Bacia de Santos: Tupi, no qual possui 10%, Júpiter, com 20%, e mais dois blocos na área denominada Pão de Açúcar. Nesse área fica a reserva que, segundo o diretor-geral da Agência Nacional de Petróleo (ANP), Haroldo Lima, tem volume estimado em 33 bilhões de barris de óleo equivalente.

Segundo Peixoto, a Galp já investiu US$ 170 milhões no Brasil. “Um investimento ínfimo perto do que esperamos ter em rentabilidade.” Quando a empresa abriu seu capital, em outubro do ano passado, suas ações valiam 5, mas fecharam ano em 20, após o anúncio da descoberta de Tupi.

Segundo o executivo, a companhia assumiu elevados riscos quando decidiu ser parceria da Petrobrás no arremate das áreas do pré-sal, nas 2ª e 3ª rodadas da ANP, em 2000 e 2001. “Todas as majors hesitaram em entrar com força nessa nova fronteira, ainda completamente inexplorada e precisando de altos investimentos sem retorno garantido. A BG chegou a abrir um data-room para vender sua participação em alguns blocos”, disse, sobre a parceira inglesa.

A Shell, lembrou ele, abriu mão de parte de sua concessão no BM-S-8, que foi arrematada pela Petrobrás e pela Galp em 2004. “Àquela altura, a Petrobrás já não queria permitir a entrada de novos players numa região tão promissora e estava garantindo o maior volume de áreas para si”, disse.

NOVOS RISCOS

Para o diretor-geral da Portuguesa Partex, Álvaro Ribeiro, as descobertas eliminaram os riscos exploratórios no Brasil. “Agora é hora de enfrentar novos riscos no desenvolvimento dos projetos.” A Partex tem 10% do bloco BM-S-10, chamado de Paraty, em parceria com Petrobrás (65%) e BG (25%).

Segundo ele, “é preciso cautela para falar dessas áreas”. “Sobre reservas de petróleo e gás é bom sempre falar pouco”, afirmou. “Não sabemos como os reservatórios vão se comportar. Será que vão poder nos dar o que esperamos? Não sabemos se as formas geológicas que encontramos num primeiro poço se repetirão ao longo de todo o reservatório.”

Ribeiro disse que dois novos poços devem ser perfurados naquela área, mas serão apenas o início dos 20 a 30 poços que deverão ser feitos nos próximos anos.