Título: Governo chegou a propor taxa de retorno de 5,5% para Petrobras
Autor: Schüffner, Cláudia
Fonte: Valor Econômico, 16/09/2010, Eu e Investimentos, p. D11

do Rio

As negociações entre Petrobras, União e Agência Nacional do Petróleo (ANP) em torno da cessão onerosa de 5 bilhões de barris de óleo do pré-sal de Santos foram duríssimas. Em determinado momento tenso, o Ministério da Fazenda propôs uma taxa de desconto de 5,46%, quando a companhia pedia cerca de 11%. A taxa final negociada foi de 8,83%, que analistas do mercado acharam muito baixa. Essa taxa muda o valor do dinheiro no tempo. Quanto menor ela for, maior a receita a valor presente com os barris e melhor para o vendedor, no caso o governo.

Fontes ouvidas pelo Valor explicaram que a proposta dura da Fazenda pode ter motivado a saída do impasse criado no início das negociações, que depois emperraram novamente por causa da divergência das consultorias contratadas quantos aos volumes dos reservatórios cedidos.

DeGolyer and MacNaughton e Gaffney, Cline & Associates, contratadas pela Petrobras e pela ANP, respectivamente, divergiram com relação ao tamanho dos reservatórios que estão nas dez áreas do pré-sal avaliadas. Até agora, 15 dias depois de divulgadas as condições do contrato de cessão onerosa, dia 3 de setembro, a agência do governo ainda não tornou público o relatório da Gaffney.

O que já se sabe é que a Petrobras aceitou pagar mais do que os valores recomendados pela DeGolyer. No caso do reservatório apelidado de Iara, o melhor cenário da consultoria prevê recursos de 1 bilhão de barris recuperáveis e no mediano, de 91 milhões de barris. Em Franco, a estimativa mais otimista da DeGolyer é de 6 bilhões de barris (a considerada mais provável é de 2 bilhões de barris), enquanto a Gaffney, Cline estimou para a ANP que esse reservatório tenha 5,45 bilhões de barris. No contrato da cessão onerosa, o volume estipulado para Franco foi de 3 bilhões de barris de óleo equivalente, medida que inclui petróleo e gás.

A ANP avalia que a Petrobras recebeu reservatórios com potencial de produzir muito mais (e portanto, gerando mais valor e dinheiro para a estatal) do que o acordado no contrato da cessão onerosa. E ao final dos 40 anos de produção previstos, ninguém aposta que a estatal irá devolver essas áreas. "Não há registro na história da indústria de uma empresa com toda a infraestrutura montada, poços perfurados e equipamentos submarinos instalados ter devolvido uma área desse tamanho", explicou uma fonte ao Valor.

Outra fonte achou o negócio "muito bom" para a Petrobras. A opinião dos acionistas privados será conhecida quando se encerrar o processo de adesão ao aumento de capital, no dia 23 de setembro. A Petrobras está em período de silêncio e não informa quais as dúvidas e principais reclamações ouvidas pela direção da companhia nos países onde estão promovendo a oferta.

A capitalização trouxe para a Petrobras 5 bilhões de barris de petróleo e gás embrulhados em um pacote de compromissos desafiadores para a companhia, inclusive no que diz respeito ao caixa. O plano de negócios terá que ser revisado e o detalhamento dos novos investimentos no pré-sal será divulgado apenas em 2011.

O ritmo de produção dos "novos" barris vai ditar se ela comprou caro ou não esse petróleo. Eles terão que ser extraídos simultaneamente aos dos campos do pré-sal já concedidos pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), incluindo Tupi, Guará e Júpiter, onde a estatal tem inclusive sócios estrangeiros, como a inglesa BG, a espanhola Repsol e portuguesa Galp. E no próximo ano a ANP pretende oferecer Libra como a primeira área sob contrato de partilha de produção se aprovado o projeto de lei que está no Congresso. Nesse caso, a Petrobras terá de ser operadora com 30% no mínimo dos investimentos.

O conteúdo nacional dos equipamentos terá que aumentar, e encontrar supridores para encomendas de grande porte não é uma missão fácil. O atual plano estratégico, já obsoleto, prevê a construção de 28 embarcações de médio e grande porte para sustentar o desejado aumento de 800 mil barris na produção até 2014, além de unidades de pequeno porte, de 30 mil barris em média, para testes de longa duração no pré-sal.