Título: Petrolíferas vêem risco na exploração do pré-sal
Autor: lorenzi, Sabrina
Fonte: Gazeta Mercantil, 01/09/2008, Infra- estrutura, p. C2

Rio de Janeiro, 1 de Setembro de 2008 - As discussões sobre a exploração do petróleo do pré-sal respingaram no modelo atual de concessões. A complexidade de Tupi e o tamanho das reservas exigiria, segundo defendem alguns, um tempo maior para as licenças, que hoje é da ordem de 30 anos. "A viabilidade dos campos não está comprovada, só lá para 2026 vai chegar no pico da produção e em 2027 começa a recuperar o investimento", afirmou Ivan Simões Filho, diretor da British Petroleum (BP) e ex-diretor da ANP. A mesma preocupação com relação ao tempo concedido para as empresas é exposta pelo analista Gustavo Gatass, do UBS. Segundo ele, Tupi deverá produzir 1,2 milhão de barris por dia em 2017, pouco mais da metade do que o Brasil produz atualmente. O declínio do campo começaria em 2039, bem depois do fim da concessão. Mas nem para todos o fato de sobrar petróleo do campo para a União incomoda. "Trinta anos é um bom tempo para as empresas ficarem com essas áreas, considerando que vamos começar a produzir na metade da próxima década", disse o presidente da BG, Luiz Costamilan. O especialista do UBS calcula que os investimentos necessários para explorar o pólo de Tupi, que reúne sete blocos, se situam entre US$ 600 bilhões US$ 1,2 trilhão. O valor depende do tempo que se levaria para furar os poços, da vazão dos reservatórios e do preço das sondas. Excluídas das discussões sobre a regulamentação do setor de petróleo, as petroleiras abandonaram o tom diplomático e resolveram atacar. Contra a criação de um novo marco regulatório, argumentam que existe forte risco exploratório nos campos do pré-sal, ao contrário do que defende o governo. Procuram mostrar que a adoção do sistema de partilha nas reservas ainda sem licitação provocaria confusão de todos os lados no pré-sal de Santos. Sem falar da falta de recursos da União para explorar as jazidas - que custaria até US$ 1,2 trilhão na pior das hipóteses. O argumento do governo de que o modelo de exploração petrolífera no País deve ser mudado porque não há risco no pré-sal foi derrubado na sexta-feira no seminário "Os Desafios do Pré-Sal", promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) e a Fundação Getúlio Vargas. O presidente da Devon no Brasil, Murilo Marroquim, disse que mais de 100 poços foram perfurados na bacia de Campos na camada pré-sal sem sucesso. "Essa história de que não há risco no pré-sal não existe. Não há risco no pólo Tupi", disse. "O governo não pode criar um modelo para o pré-sal, pensando apenas em Tupi", alertou Marroquim, que também é coordenador do comitê de exploração e produção do IBP. Ivan Simões, por sua vez, afirma que a Petrobras obteve sucesso em cerca de 10% das tentativas de encontrar óleo no pré-sal da bacia de Campos. A produção de campos como Badejo, lembra ele, vem do pré-sal de Campos. Costamilan, Marroquim e Simões apostam que haverá confusão na produção de Tupi se o governo adotar novas regras para as áreas que não foram licitadas e ficar comprovado que as reservas se interligam. "Como vai ser administrar as regras atuais, como royalties e participações especiais definidas, com novas alíquotas ou outro modelo na produção unificada?", questionam. Além disso, temem atraso na produção de campos já descobertos por causa da espera em definir as reservas das áreas não licitadas que podem ser contíguas a Tupi, Carioca e outros blocos no cluster de Santos. O presidente da Devon disse que a prática mundial determina que não se deve iniciar a produção até que as definições sobre a possível unitização sejam concluídas. A Petrobras, contudo avalia que é possível começar a produção antes da definição sobre a unitização, por meio de compensações no futuro. Para o IBP, o atual modelo de concessão de áreas de petróleo deve ser mantido, com a continuidade dos leilões da Agência Nacional do Petróleo (ANP). E para remunerar o governo, considerando as grandes reservas do pré-sal, o instituto sugere aumento do valor cobrado pelos bônus de assinatura nos leilões e elevação das taxas pagas pelos investidores sobre a produção, como royalties e participação especial. O presidente do IBP, João Carlos de Luca, observou, porém, que as taxas devem levar em consideração o caráter volátil do preço do petróleo, para evitar que numa eventual queda da commodity o investidor não tenha sua produção inviabilizada. "O desenvolvimento do pré-sal vai demandar muitos recursos e deve se ter cuidado para não inviabilizar a exploração por lá, porque se o preço do petróleo cair tem que ter flexibilidade na taxação para que ela seja reduzida também", alertou Luca, também presidente da Repsol. (Gazeta Mercantil/Caderno C - Pág. 2)(Sabrina lorenzi e Reuters)