As petroleiras que operam no Brasil e estão reunidas no Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) sugeriram à Agência Nacional do Petróleo (ANP) uma série de mudanças no edital e no contrato de partilha de produção que estabelecem as regras para exploração do campo de Libra, válidas por 35 anos, cujo leilão está marcado para 21 de outubro. O edital e o contrato estão em fase de audiência pública, enquanto na sexta-feira (2) foi criada a tão esperada estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que vai gerenciar o contrato. Contudo, ainda não são conhecidos os dirigentes.

O IBP apresentou diversas sugestões que são fruto de um workshop de três dias com as associadas, incluindo a Petrobras. "É hora das empresas fazerem a análise de risco do contrato, para decidir se no fundo ele é atrativo ou não", afirma o diretor do IBP, Antonio Guimarães.

No documento de 83 páginas encaminhado à ANP, que marcou audiência pública para amanhã (6), foram feitas várias sugestões para aumentar a segurança dos investidores. A principal delas diz respeito à recuperação dos investimentos de um projeto dessa magnitude. A indústria sugere uma fórmula para correção monetária e garantias de que não existirão custos não amortizados ao final do contrato. "O contrato inteiro prevê correção da inflação em tudo aquilo que são obrigações para os contratados. Todas as obrigações são reajustadas pela inflação, inclusive o preço do óleo", diz Guimarães.

Entre as obrigações com correção prevista no contrato estão o preço do petróleo (corrigido pela inflação no mercado americano), o cálculo do conteúdo local e as garantias financeiras que precisam estar sempre atualizadas. "Contudo, todo o investimento que a empresa precisa recuperar, não tem correção", diz o presidente do IBP, João Carlos França de Luca, frisando que esse é um dos itens mais importantes para o operador, no caso a Petrobras, e seus sócios.

Na proposta da ExxonMobil, apresentada em separado, a empresa sugere como alternativa à correção dos custos pela inflação, que seja adotado um gatilho no caso de inflação acima de 10%, que permita ajuste do percentual de recuperação do custo em óleo "de forma a permitir que fosse mantido o equilíbrio econômico e financeiro do contrato".

A preocupação da indústria é justificada pelo tamanho dos investimentos. Cálculos iniciais indicam que cada sistema de produção de Libra deve custar algo entre US$ 6 bilhões e US$ 7 bilhões. Dependendo do projeto, que pode contar com 12 ou 15 sistemas completos, os investimentos podem somar entre US$ 72 bilhões e US$ 105 bilhões ao longo dos 35 anos de concessão.

Com reservas em 8 a 12 bilhões de barris de óleo equivalentes, Libra é um ativo em oferta sem similar no mundo até agora. Mas Renato Bertani, diretor executivo da Barra Energia e atual presidente do Conselho Mundial de Petróleo (WPC na sigla em inglês) lembra que apenas um poço foi perfurado, mesmo assim em uma das extremidades da estrutura, o que é pouco. "É preciso extrapolar até o outro lado para fazer uma avaliação e ainda existe um range de incertezas significavas quanto ao volume de reservas", explica.

A fase de exploração de Libra acaba em 2017 e em 2022 deve começar a produção e as primeiras receitas. Já as despesas começam logo depois do leilão. Até 2017 devem ser perfurados pelo menos dois poços para delimitar o reservatório. Os custos começarão a ser descontados da receita com a venda do óleo a partir de 2022, à proporção de 50% da receita nos dois primeiros anos e 30% nos anos seguintes, podendo ser maior a critério da PPSA.

"Há o risco de se acumular custos que não serão recuperados e chegar ao final da concessão. Seria melhor uma garantia que permita explorar a área por mais tempo se os custos não tiverem sido recuperados ao final", afirma De Luca.