Petrobras vê alta de 35% em reservas com capitalização

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A Petrobras prevê que poderá obter um aumento de 35 por cento nas suas reservas provadas como resultado do plano de capitalização da estatal, que envolverá a cessão de reservas de petróleo e gás natural da União para a companhia, afirmou o presidente da empresa, José Sergio Gabrielli, em teleconferência nesta quinta-feira.

Esse incremento só irá ocorrer, no entanto, após a declaração de comercialidade dos campos, algo que levará no mínimo quatro anos, período previsto para a fase de exploração.

Segundo Gabrielli, o primeiro campo deve entrar em produção em 2015 (Franco) e o último entre final de 2019 início de 2020 (entorno de Iara).

"Como temos a fase de exploração de quatro anos, teoricamente (as reservas) não entram antes de quatro anos", explicou.

Ele destacou que o aumento se dará em cima das reservas de 14 bilhões de barris de óleo equivalente no Brasil e no exterior registradas em 2009 pelo critério da Sociedade dos Engenheiros de Petróleo (SPE, na sigla em inglês).

A empresa terá que informar ao governo três anos antes de as reservas esgotarem o volume combinado no contrato, e será decisão do governo se a empresa permanecerá ou sairá do ativo, disse o executivo.

"Do ponto de vista econômico racional sim, existe a possibilidade da Petrobras continuar nessa exploração, estará bem posicionada economicamente depois de estar produzindo há algum tempo", avaliou ao ser perguntado se a estatal poderia continuar atuando na bloco após extrair o volume contratado.

Pelo contrato assinado na véspera com a União, a Petrobras ganhou o direito de explorar 5 bilhões de barris de óleo equivalente em áreas não-licitadas no pré-sal da bacia de Santos, pagando 42 bilhões de dólares à União por esses ativos.

A empresa recebeu do governo sete novas áreas para explorar e obter o volume acordado --Franco, entorno de Iara, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Guará, Sul de Tupi e Peroba--, sendo este último uma espécie de "curinga" para o caso de a empresa não encontrar o volume pretendido nas demais áreas.

"Peroba só entra se não conseguirmos 5 bilhões de barris nas outras áreas", informou.

Pelo contrato, a Petrobras também poderá realocar áreas se não obtiver sucesso. A empresa arcará com o custo de eventuais poços secos que forem encontrados nas referidas áreas.

"Poço seco faz parte do risco do negócio", explicou Gabrielli.

Gabrielli informou que o pagamento da cessão onerosa no valor de 74 bilhões de reais será feita à vista, mas que uma revisão prevista para depois que forem declaradas as comercialidades dos campos vai ajustar qualquer eventual perda ou ganho da Petrobras.

O preço médio do barril usado como base para o contrato foi de 8,51 dólares, mas cada área tem seu preço sendo o mais baixo o entorno de Iara (5,82 dólares), por ser o último que será explorado, e o mais alto de Franco, o primeiro a entrar em operação.

"Teremos revisões para cada bloco. Vai considerar a variação do preço do petróleo, entre vários outros fatores, e será feita após o programa exploratório mínimo (que durará quatro anos)", disse Gabrielli um dia após a divulgação dos termos do contrato com a União.

Presente na teleconferência, o diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, lembrou que se não houver óleo em nenhuma das áreas concedidas, o que não é esperado, a União terá que ressarcir financeiramente a companhia. "Não há risco nesse contrato", afirmou.

Não haverá incidência de Participação Especial nas áreas concedidas, como já era previsto, mas a empresa terá que pagar 10 por cento de royalties ao governo pela área cedida.

Segundo Gabrielli, após atingir o limite estipulado no contrato com a União, a Petrobras terá que devolver as áreas.

"Se restar petróleo nos campos após retirarmos os volumes previstos no contrato, será devolvido para o governo. Daí o governo vai ver o que faz", informou.