A decisão de cobrar um preço alto pelo petróleo de Libra - embutida no valor de R$ 15 bilhões definido ontem para o bônus de assinatura do campo - aumenta os compromissos de investimento da Petrobras este ano. Se ficar apenas com participação mínima legal de 30% em Libra, a estatal terá que desembolsar R$ 4,5 bilhões só em bônus. No setor privado, as regras definidas na resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deixaram muitas dúvidas.
Além de confirmar a suspeita de que o governo estabeleceu um bônus elevado para ajudar a meta de superávit primário, o Itaú BBA vê dois problemas para a estatal: desembolso de caixa em um momento em que não tem sobra, e a obrigação de desviar recursos financeiros e humanos para um projeto de menor retorno.
No relatório intitulado "Regras Estabelecidas, Temores Confirmados", os analistas Paula Kovarsky e Diego Mendes dizem que duas questões importantes permanecem. A primeira é que, considerando que o mínimo de 40% do excedente em óleo está relacionado a um valor de US$ 105 para o barril, não está claro se esse mínimo pode aumentar, se o preço do petróleo cair. A dúvida é compartilhada pelo ex-diretor geral da ANP David Zylbersztajn. "Então, se o preço do barril for menor, esse porcentual diminui?" perguntou o atual diretor da DZ Consultoria.
Outra questão que não está clara para os analistas do Itaú BBA é se o limite de custo em óleo será definido em barris, ou em uma base monetária, o que implicaria assumir o risco do preço do petróleo no mercado internacional. A conclusão em relação à taxa interna de retorno dos projetos é que talvez Libra não seja tão atrativo para as companhias internacionais.
Considerando o baixo retorno, a avaliação do banco é que esse leilão pode ser mais atrativo para estatais com baixo custo de capital e dispostas a pagar maiores bônus em troca da garantia de suprimento energético.
Procuradas nos últimos meses, companhias que operam no Brasil explicaram que só será possível definir sua participação no leilão quando tiverem maiores detalhes. O presidente da Shell Brasil, André Araújo, espera a publicação da minuta do contrato até o fim deste mês para avaliar a participação.
Com os parâmetros do edital em mãos as companhias poderão fazer modelos econômicos com base em dados geológicos da área de Libra, que já estão sendo analisados. Libra é um campo já descoberto e mapeado, cujas reservas recuperáveis foram estimadas em 8 bilhões a 12 bilhões de barris de petróleo. O executivo de uma grande empresa explicou que trabalha com dezenas de projetos em diversas partes do mundo disputando investimentos. Os que vão para o topo das prioridades são os mais rentáveis.
João Carlos De Luca, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), ressaltou que a indústria ainda não conhece o desenho final e por isso não tem todos os dados para julgar a atratividade do leilão. Mas afirma que as primeiras simulações deixam preocupações. "Faltam o edital e o contrato de partilha, mas o modelo econômico que o governo desenvolveu, que leva em conta produtividade dos poços e preço futuro do petróleo, é novo e ainda é preciso saber como essas variáveis funcionam", disse.
Uma preocupação que ficou, explicou De Luca, é como será permitido o pagamento dos custos, já que não foi permitida a atualização monetária dos investimentos feitos na fase de exploração e desenvolvimento. Também não foram definidos o programa exploratório mínimo, a participação dos investidores privados na decisão dos consórcios e o papel da Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa que terá poder de veto, mas ainda não foi criada.
A resolução do CNPE, que aprovou os parâmetros técnicos do contrato, destinou R$ 50 milhões do bônus à PPSA. As empresas só poderão ficar com 50% do valor bruto da produção nos primeiros dois anos e 30% nos anos seguintes, quando a média mundial nesse modelo é de 70% a 75%. Custos que ultrapassarem esses limites serão acumulados e descontados nos anos seguintes, sem correção monetária.
O conteúdo local mínimo foi fixado em 37% na exploração, que é a fase inicial. Na fase de desenvolvimento, que tem maior investimento, o mínimo é de 55% para quem começar a produzir em 2021, e de 59% a partir de 2022. Para o teste de longa duração, o CNPE fixou mínimo de 15% na fase de exploração.
Pré-Sal
