Pré-sal, entre sensatez e euforia

O ambicioso programa de investimentos da Petrobrás, o maior hoje na indústria de petróleo mundial, está sendo reavaliado para conter o superaquecimento da economia brasileira e impedir que esses investimentos ultrapassem a capacidade operacional e financeira da estatal.

Norman Gall, O Estado de S.Paulo

19 de junho de 2011 | 00h00

Em setembro de 2010, a Petrobrás concluiu uma venda de ações de US$ 70 bilhões, considerado o maior levantamento de capital na história financeira mundial, empolgado pelo entusiasmo gerado pelas descobertas de campos gigantes sob águas profundas no Atlântico Sul. Nove meses depois, preocupações com a escala e o timing de seu programa de investimentos de US$ 224 bilhões para 2010-14, combinadas com acusações de interferência política, mantiveram o preço das ações da Petrobrás não só abaixo de sua cotação em setembro, apesar da alta dos preços mundiais do petróleo, como abaixo também de seu preço antes da descoberta, em 2006, de Tupi, o gigantesco campo posteriormente renomeado Lula.

Um ceticismo crescente levou o conselho de administração da Petrobrás, presidido pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega, a exigir duas vezes uma revisão dos investimentos planejados, que excederiam US$ 260 bilhões no período 2011-15 com a multiplicação dos projetos. Esses incluíam três novas refinarias, compra e leasing de equipamentos de perfuração em águas profundas e instalações de produção dos poços, gasodutos, superpetroleiros, petroquímica, geração de eletricidade e infraestrutura para produção e transporte de etanol e biodiesel.

O presidente da Petrobrás, José Sérgio Gabrielli, disse que a companhia gastará R$ 93 bilhões (US$ 58 bilhões) em 2011, um aumento de 23% sobre 2010, com 679 projetos custando mais de US$ 25 milhões cada e 3 mil projetos custando menos do que isso. Ademais, os gastos de capital devem subir muito mais rapidamente após 2015.

O staff técnico da Petrobrás estaria sobrecarregado no esforço para operar tantos projetos grandes e complexos. "Existe um limite para o que uma companhia pode fazer com uma quantidade finita de recursos críticos, como equipamentos, profissionais e fornecedores", observou o banco de investimento Credit Suisse. "Evidentemente, há um ponto além do qual os riscos pesam mais que os benefícios." Luciano Coutinho, presidente do Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e um membro do conselho da Petrobrás, disse que a companhia "deve buscar metas mais realistas".

A escala e complexidade dos esforços para financiar investimentos da Petrobrás foram criticadas. Dos US$ 70 bilhões levantados em mercados de ações em setembro passado, US$ 45 bilhões era dinheiro do governo. Seu fundo de riqueza soberano e o BNDES adquiriram US$ 16 bilhões em ações da Petrobrás, aumentando o capital votante do governo de 58% para 64%.

Como parte dessa transação circular, o Ministério da Fazenda tomou emprestados R$ 30 bilhões (US$ 18 bilhões) para reemprestar ao BNDES para que este pudesse comprar ações da estatal. A Petrobrás devolveu os R$ 74 bilhões (US$ 45 bilhões) ao Tesouro para pagar por direitos de explorar e produzir até 5 bilhões de barris de petróleo e gás das descobertas de sete campos no pré-sal na Bacia de Santos, uma estimativa de recursos recuperáveis baseada apenas em pesquisas sísmicas e num único poço perfurado.

O pagamento dos R$ 74 bilhões ao Tesouro fez parte de manobras complexas para equilibrar contas fiscais. Mesmo assim, a colocação de ações deixou à Petrobrás um aporte líquido de fundos da ordem de US$ 25 bilhões, um recorde histórico para mercados de capitais mundiais. Entretanto, os projetos de investimento são tão variados e ambiciosos que alguns analistas acreditam que a estatal pode ter de levantar mais capital dentro de alguns anos.

A Petrobrás e muitos de seus fornecedores continuam a depender de empréstimos do BNDES a taxas subsidiadas para sustentar seus programas de investimento, absorvendo uma grande parte do enorme aumento de repasses do Tesouro ao BNDES, que subiram de R$ 8 bilhões pendentes em 2007 a R$ 296 bilhões em 2011, o que inclui um novo empréstimo de R$ 55 bilhões anunciado para 2011. De 2006 para cá, os empréstimos desembolsados pelo BNDES cresceram 38% anualmente. O volume de seus empréstimos em 2010 às empresas brasileiras era três vezes maior que todos os empréstimos do Banco Mundial a mais de 100 países. Créditos do BNDES respondem hoje por 23% de toda a dívida corporativa do País, enquanto a capacidade do BNDES de emprestar se aproxima da saturação, numa expansão de crédito que ameaça reviver a inflação crônica.

As descobertas do pré-sal inspiram muitos a acreditar que a Petrobrás está se tornando uma das gigantes da indústria petrolífera mundial. Os preços mundiais do petróleo bruto subiram um quinto, para mais de US$ 100 no início de 2011, aumentando a reserva prospectiva de lucros do petróleo do pré-sal. Mas analistas questionaram se a Petrobrás conseguiria gerar um fluxo de caixa livre enquanto empreende seu vultoso programa de investimentos. A companhia foi incapaz de colher os benefícios dos aumentos de preços mundiais porque os preços domésticos da gasolina e do diesel foram congelados pelo governo no seu esforço para controlar a inflação. Depois que o governo congelou os preços no varejo de produtos refinados, o conselho da Petrobrás rejeitou propostas de executivos para tomar novos empréstimos para expandir ainda mais os investimentos no período 2011-15.

A Petrobrás pode ter recebido um cálice envenenado de nacionalistas com sua obrigação estatutária de se tornar a operadora, com uma participação mínima de 30%, das gigantescas prospecções do pré-sal nas áreas "estratégicas" das bacias de Santos e Campos. A nacionalista chefe foi a presidente Dilma Rousseff, que presidiu o conselho de administração da Petrobrás até o ano passado. Tendo em vista os compromissos financeiros e técnicos já sobrecarregados da companhia estatal, a Petrobrás pode ter dificuldade de desenvolver todos os sete campos gigantes cedidos pelo governo, estimados de conter, em termos oficiais, o equivalente a 5 bilhões de barris de petróleo, pelos quais a Petrobrás pagou R$ 74 bilhões ao Tesouro federal, após a venda circular de ações em setembro passado.

Uma razão oferecida privadamente para a criação dessa nova "reserva estratégica" foi conter o êxodo de veteranos técnicos da Petrobrás para companhias privadas, incluindo empresas estrangeiras que operam no Brasil - Shell, Chevron, Statoil e BP - além das novas companhias brasileiras - OGX, HRT e Queiroz Galvão E&P - nas quais trabalham muitos ex-executivos da Petrobrás. Na HRT estão um ex-chefe de pesquisa geoquímica da Petrobrás, um ex-presidente da Petrobrás Américas e dois ex-diretores da Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Um grande sucesso de exploração por uma dessas companhias privadas poderia alterar o clima político em torno das operações da indústria petrolífera. Com apenas 5% da área das bacias sedimentares do Brasil exploradas até agora, seria difícil para a Petrobrás perfurar nessas áreas, tendo em vista seus compromissos presentes, o que deixa uma brecha para empresas privadas menores. A HRT tem uma participação de 55% em 21 blocos na bacia do Solimões, uma vasta região onde a Petrobrás fez 11 descobertas de petróleo e gás antes da aprovação da Lei do Petróleo de 1997, que abriu o território brasileiro à exploração privada.

Uma grande empolgação se espalhou pelo Brasil em 1955, quando a Petrobrás achou petróleo em Nova Olinda, no Rio Madeira, num poço que penetrou mais de 2.700 metros de profundidade até atingir uma fina camada com petróleo leve. Mas a descoberta de Nova Olinda desapontou expectativas e dificuldades logísticas impediram novas explorações, até os desenvolvimentos recentes da tecnologia de sondas sísmicas renovarem as esperanças.

Há outros desafios que manterão a Petrobrás ocupada nos próximos anos:

Esgotamento e descobertas na Bacia de Campos. Para a Petrobrás atingir sua meta de produzir 5,4 milhões de barris diários de petróleo equivalente (bpe) e 3,4 milhões de barris diários (b/d) de produtos refinados até 2020, ela não teria não só de dobrar a produção, mas também compensar o esgotamento de outros 2 milhões de barris de capacidade corrente à taxa de 10% anual na corrente década. A produção dos sete campos maiores da Bacia de Campos, com 44% da produção doméstica da Petrobrás, vem caindo nos dois últimos anos a taxas anuais de até 20%, após mais de duas décadas de produção. O esgotamento tem sido sinalizado por quantidades crescentes de água produzidas junto com petróleo e gás dos poços.

O exemplo mais dramático é o campo gigante de Marlim, onde a produção caiu de 645.000 b/d de petróleo e gás em 2002 para pouco mais de 200.000 b/d, após recuar 30% em 2010. Enquanto isso, outros campos da Bacia de Campos estão atingindo ou já alcançaram seu pico de produção e podem declinar em breve, especialmente Marlim Sul, que em 2010 produziu 253.000 b/d, ou 13% da produção da Petrobrás.

Esgotamentos à parte, as paralisações para manutenção de operações offshore limitaram a produção da Petrobrás em 2010. Nove plataformas estavam fora de serviço em setembro e outubro. A Petrobrás ressaltou a importância de reduzir essas paralisações em dois trabalhos apresentados na Offshore Technology Conference (OTC), em Houston, neste ano.

Para compensar o declínio de poços mais velhos na Bacia de Campos, a Petrobrás fez novas descobertas com perfurações no pré-sal abaixo desses reservatórios, encontrando quase 2 bilhões de barris no pré-sal de Campos e também imediatamente acima das camadas de sal. Embora essas descobertas sejam menores que os campos supergigantes encontrados em profundidades maiores na Bacia de Santos, onde o pico da produção poderia chegar só na próxima década, as novas descobertas de Campos podem entrar em produção mais rapidamente, usando infraestrutura de plataformas, oleodutos e suporte logístico já existente lá.

Gás. A Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês) publicou nesses dias um relatório, Are We Entering a Golden Age of Gas? (Estaremos entrando numa era de ouro do gás?) que prevê um aumento de 50% até 2035 na produção e consumo mundial de gás natural, um recurso "vasto e amplamente espalhado geograficamente". A demanda no Brasil deve quadruplicar nesse cenário.

A abundância do gás associado produzido no fluxo do petróleo da Bacia de Santos está desafiando a flexibilidade e engenhosidade da Petrobrás e dos planejadores do governo. A Petrobrás tem o monopólio dos gasodutos e é parceira de 16 das 20 companhias de distribuição locais no Brasil. Um mercado nacional fragmentado para o gás foi criado após a finalização em 1999 do gasoduto da Bolívia. A demanda cresceu 9% ao ano até incertezas na política e no fornecimento fazerem a Petrobrás, em 2007, impor o racionamento por cotas e por preços mais altos entre os principais usos: geração de eletricidade, petroquímica e aquecimento para processos industriais.

As descobertas no pré-sal da Bacia de Santos obrigaram a Petrobrás a pensar em expandir o mercado de gás por causa dos volumes imensos de gás no fluxo de petróleo desses campos gigantes. A queima do gás é agora proibida por lei. O gás pode ser bombeado de volta nos poços para manter a pressão nos reservatórios, mas não nos volumes esperados quando a produção do pré-sal deslanchar. A expansão do mercado de gás requer investimentos maciços da Petrobrás para construir novos gasodutos, e de distribuidores e usuários industriais na instalação de novos equipamentos.

Para justificar esses investimentos, os usuários finais precisam de preços de gás mais baixos e segurança de fornecimento no longo prazo. Se essas condições forem preenchidas, a geração de energia termoelétrica, hoje usada principalmente em picos de carga em vez de em carga básica, poderia ficar mais competitiva que as hidrelétricas gigantes que estão sendo construídas no Amazonas sob a influência de companhias construtoras que dominam a política de eletricidade do governo. Nenhuma dessas questões foi resolvida.

Golfo do México. A Petrobrás começará a produzir este ano nos campos vizinhos de Cascade e Chinook, no Golfo do México, a área de produção americana mais prolífica, paralisada por um grande acidente no ano passado no poço de Macondo, da BP. A Petrobrás convenceu as autoridades americanas de que seria seguro usar um superpetroleiro adaptado, conhecido como FPSO (floating production storage offloading) como a primeira plataforma de produção FPSO a operar no Golfo, estabelecendo um recorde mundial de profundidade de água para FPSOs de 2.600 metros, para a produção atingir 80.000 b/d dentro de três anos.

Em quatro trabalhos apresentados na OTC, em Houston, em maio, técnicos da Petrobrás descreveram o feito de engenharia de montar e instalar os risers (tubos flexíveis de elevação) mais profundos do mundo, conectando seus poços a plataformas de produção e a outros equipamentos submarinos complexos. Em junho, a Petrobrás anunciou a descoberta, em parceria com a Exxon, de 700 milhões de barris de petróleo e gás no submarino Keathley Canyon, 2.100 metros abaixo da superfície da água, 400 quilômetros a sudeste de New Orleans.

Novos leilões. A ANP espera começar a leiloar blocos de exploração para a região equatorial offshore este ano, estimulada por sucessos em estruturas geológicas análogas na África Ocidental e por maior atividade mais ao norte, na Guiana. A ANP indicou que rodadas de leilão seriam realizadas no futuro uma vez por ano para grandes companhias e a cada seis meses para firmas menores. A ANP tem sido recomendada a abrir para companhias menores campos marginais atualmente em posse da Petrobrás, que não está interessada em volumes pequenos de produção. Segundo alguns especialistas, várias companhias pequenas poderiam contribuir para a produção nacional operando em áreas que hoje estão em grande parte ociosas. / TRADUÇÃO DE CELSO PACIORNIK

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