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Consultoria prevê custo de Libra quatro vezes maior do estimativa da ANP

Segundo IHS, projeto vai custar 400 bilhões de dólares ao longo de 35 anos; governo brasileiro prevê custo de 200 bilhões de reais

Por Da Redação 5 nov 2013, 22h32

A exploração do prospecto de Libra custará 400 bilhões de dólares ao longo dos 35 anos do contrato de partilha, incluindo o bônus de assinatura de 15 bilhões de dólares, que deverá ser pago no dia 19, de acordo com o que anunciou nesta terça-feira a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Por esse cálculo, a Petrobras, líder do consórcio vencedor do leilão realizado em outubro, teria de arcar com 40% do total ou 160 bilhões de dólares. O contrato de partilha será assinado entre 10 e 17 de dezembro.

Os valores foram estimados em estudo da IHS, maior consultoria internacional do setor. Em outro relatório, a consultoria estima em 11,8% a taxa interna de retorno (TIR) do projeto, assegurando 77,5% dos recursos gerados para a União. A maior parte dos 400 bilhões é custo operacional (opex), pois o investimento em capital (capex) exigirá cerca de 100 bilhões de dólares. Ao longo dos anos, o pico de investimentos em capital seria 2019, para quando está prevista a extração do primeiro óleo de Libra, com cerca de 18 bilhões de dólares. O primeiro ano de investimento relevante seria 2016, com cerca de 4 bilhões de dólares.

As projeções já incluem o “custo-Brasil”, exigências de conteúdo local e inflação relativamente pressionada. Os valores da IHS são bem superiores aos da ANP, que projeta custo total de 200 bilhões de reais, 25% do estimado pela consultoria. O investimento mínimo fixado pela ANP na fase de exploração é de 610,9 milhões de reais.

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O estudo da IHS foi distribuído a um conjunto de clientes, antes do leilão de Libra, e ressalta que o valor é elevado demais para um projeto sobre o qual as empresas privadas têm pouca influência. “Para uma companhia com ações negociadas em Bolsa é muito difícil justificar um investimento tão grande”, diz uma apresentação do estudo, produzida por consultores da IHS baseados no Rio. O relatório expõe os riscos, para investidores, do modelo de partilha da produção e das exigências de conteúdo local.

A partir dos dados levantados pela equipe brasileira, a área de análise macroeconômica da IHS, sediada nos Estados Unidos, elaborou um relatório incluindo diversas variáveis, como preço do petróleo, câmbio, inflação e crescimento. A reportagem teve acesso aos principais dados do relatório.

Segundo o documento, caso o leilão fosse decidido com o lance mínimo, com oferta de 41,65% de óleo lucro para a União – o que de fato ocorreu, com o consórcio formado por Petrobras, a anglo-holandesa Shell, a francesa Total e as estatais chinesas CNPC e CNOOC -, a TIR do consórcio explorador de Libra seria 11,8%, considerando o preço médio do barril de petróleo a 80 dólares.

Também nesse quadro, o “government take”, ou quanto o governo fica com a renda gerada pela exploração (incluindo a partilha, royalties, impostos etc.), seria de 71,3%. A renda destinada à União (“State take”) sobe para 77,5%, pois considera os dividendos da Petrobras. Simulações apontam que seria possível a União obter o mesmo patamar de renda com o modelo de concessão.

Para o consultor John Forman, ex-diretor da ANP, a fase exploratória é mais crítica. “O desafio atual é medir as reservas, ou medir o volume recuperável necessário para justificar os investimentos”, diz Forman. Por isso, no momento a incerteza ainda é muito grande. Falta definir números de poços a serem perfurados, quantidade de plataformas, distância entre poços, entre outras variáveis. Conforme uma fonte ouvida pela reportagem, uma das principais incertezas em relação ao investimento necessário, seja em capital, seja na operação, é a produtividade dos poços do pré-sal, ainda pouco conhecida, mas que determinará a quantidade a ser perfurada.

No cenário de 400 bilhões de dólares de investimentos, o estudo da IHS considera a perfuração de 144 poços, com a recuperação média de 55 milhões de barris por poço, apontando para reservas totais de 7,5 bilhões de barris. Seriam usadas 13 plataformas flutuantes (FPSOs). Se a produtividade dos poços for inferior, porém, seria preciso perfurar mais, elevando tanto o custo de operação (com mais perfurações) quanto os investimentos em capital (com mais plataformas).

(Com Estadão Conteúdo)

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