Regras para leilão de Libra criam dúvidas e elevam custos para Petrobras
Valor Econômico -
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.
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