A nova Petrobras que necessariamente nascerá da atual crise de corrupção
e má gestão terá que ser planejada à luz de fatos novos não previstos
no plano de negócios da empresa: o descontrole gerencial revelado pelas
denúncias de corrupção, o preço do barril de petróleo em queda no
mercado mundial, e o endividamento da estatal, o que inviabiliza a
exploração do pré-sal nos termos em que foi planejado.
A Petrobras previa o preço do barril no próximo ano a 105 dólares, e a
100 dólares até 2017, o que é improvável. Para se adaptar às novas
condições do mercado, a Petrobras terá que rever seus custos e suas
prioridades para tornar economicamente viável o pré-sal, que, devido à
alta produtividade de seus campos e a determinadas cláusulas
contratuais, pode continuar sendo um ótimo negócio com o barril entre 45
e 60 dólares.
Mas para isso será preciso rever a obrigação de a Petrobras ser a operadora única nos campos do pré-sal com participação mínima de 30% dos investimentos. Com a dívida de cerca de R$ 300 bilhões, em parte causada pela manipulação dos preços da gasolina, e com a dificuldade de créditos devido à corrupção alastrada pela companhia, não há condições de manter os planos de negócio megalômanos anteriores.
As descobertas do pré-sal continuam economicamente viáveis mesmo aos preços de petróleo atuais, segundo análise de especialistas. Tanto a Petrobras como a BG já afirmaram publicamente que os seus campos no pré-sal têm, em média, um break even de US$ 45/barril. Há estudos sobre os principais campos do pré-sal que apresentam break even variando entre US$ 35 a US$ 60/barril, dependendo das condições operacionais e fiscais.
A principal razão para a robustez econômica do pré-sal é a extraordinária produtividade dos seus reservatórios. Os poços perfurados no pré-sal vêm apresentando vazões da ordem de 20 a 30 mil barris diários por poço, uma ordem de grandeza acima da maioria dos poços offshore.
Como cerca 50% dos investimentos para o desenvolvimento de campos de petróleo offshore são gastos na perfuração de poços, a produtividade por poço é um fator crítico na economicidade do projeto. Por outro lado, os campos de petróleo não-convencionais americanos têm em média o break even na faixa de US$ 70/barril (os de óleo pesado canadense, ou no Ártico são de custos ainda bem mais altos) e, em permanecendo a atual decisão da Arábia Saudita de abandonar o seu papel histórico de produtor de equilíbrio (swing producer), tudo leva a crer que esse será o patamar de acomodação do preço do petróleo no médio prazo, que garante a economicidade do pré-sal.
Mas não necessariamente a saúde financeira da Petrobras, cujo plano de negócios de investimentos de 2014-2020 conta com o Brent a US$ 105 em 2015 (improvável), US$ 100 até 2017 e US$ 95 a longo prazo. Esses valores são necessários para a Petrobras por duas razões, explicam os técnicos: conseguir executar o seu plano de investimentos e reequilibrar o seu endividamento, hoje perigosamente alto.
Os investimentos não são apenas no pré-sal, mas também no pós-sal onde a rentabilidade é em média pior e em projetos de refino de muito baixa rentabilidade (ainda mais com o peso de tanta corrupção). A exigência de conteúdo local aumenta os custos e os prazos dos projetos, sem a menor dúvida, o quanto varia bastante de projeto a projeto, não há uma quantificação oficial, mas os técnicos arriscam uma estimativa em torno de uns 15 a 30%.
Diante do cenário de preços de petróleo mais baixos, as empresas estão revendo seus planos de investimento, reduzindo-os e focando nos mais rentáveis. É também o que a Petrobras deveria fazer, priorizando o pré-sal, adiando ou até mesmo desinvestindo em projetos de menor rentabilidade. Seria também aconselhável, avaliam os técnicos, flexibilizar as políticas de conteúdo local, hoje sem foco e essencialmente baseadas em reserva de mercado.
Mas para isso será preciso rever a obrigação de a Petrobras ser a operadora única nos campos do pré-sal com participação mínima de 30% dos investimentos. Com a dívida de cerca de R$ 300 bilhões, em parte causada pela manipulação dos preços da gasolina, e com a dificuldade de créditos devido à corrupção alastrada pela companhia, não há condições de manter os planos de negócio megalômanos anteriores.
As descobertas do pré-sal continuam economicamente viáveis mesmo aos preços de petróleo atuais, segundo análise de especialistas. Tanto a Petrobras como a BG já afirmaram publicamente que os seus campos no pré-sal têm, em média, um break even de US$ 45/barril. Há estudos sobre os principais campos do pré-sal que apresentam break even variando entre US$ 35 a US$ 60/barril, dependendo das condições operacionais e fiscais.
A principal razão para a robustez econômica do pré-sal é a extraordinária produtividade dos seus reservatórios. Os poços perfurados no pré-sal vêm apresentando vazões da ordem de 20 a 30 mil barris diários por poço, uma ordem de grandeza acima da maioria dos poços offshore.
Como cerca 50% dos investimentos para o desenvolvimento de campos de petróleo offshore são gastos na perfuração de poços, a produtividade por poço é um fator crítico na economicidade do projeto. Por outro lado, os campos de petróleo não-convencionais americanos têm em média o break even na faixa de US$ 70/barril (os de óleo pesado canadense, ou no Ártico são de custos ainda bem mais altos) e, em permanecendo a atual decisão da Arábia Saudita de abandonar o seu papel histórico de produtor de equilíbrio (swing producer), tudo leva a crer que esse será o patamar de acomodação do preço do petróleo no médio prazo, que garante a economicidade do pré-sal.
Mas não necessariamente a saúde financeira da Petrobras, cujo plano de negócios de investimentos de 2014-2020 conta com o Brent a US$ 105 em 2015 (improvável), US$ 100 até 2017 e US$ 95 a longo prazo. Esses valores são necessários para a Petrobras por duas razões, explicam os técnicos: conseguir executar o seu plano de investimentos e reequilibrar o seu endividamento, hoje perigosamente alto.
Os investimentos não são apenas no pré-sal, mas também no pós-sal onde a rentabilidade é em média pior e em projetos de refino de muito baixa rentabilidade (ainda mais com o peso de tanta corrupção). A exigência de conteúdo local aumenta os custos e os prazos dos projetos, sem a menor dúvida, o quanto varia bastante de projeto a projeto, não há uma quantificação oficial, mas os técnicos arriscam uma estimativa em torno de uns 15 a 30%.
Diante do cenário de preços de petróleo mais baixos, as empresas estão revendo seus planos de investimento, reduzindo-os e focando nos mais rentáveis. É também o que a Petrobras deveria fazer, priorizando o pré-sal, adiando ou até mesmo desinvestindo em projetos de menor rentabilidade. Seria também aconselhável, avaliam os técnicos, flexibilizar as políticas de conteúdo local, hoje sem foco e essencialmente baseadas em reserva de mercado.
FONTE ROTA 2014
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