As petroleiras que operam no Brasil e estão reunidas no Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) sugeriram à Agência Nacional do Petróleo (ANP) uma série de mudanças no edital e no contrato de partilha de produção que estabelecem as regras para exploração do campo de Libra, válidas por 35 anos, cujo leilão está marcado para 21 de outubro. O edital e o contrato estão em fase de audiência pública, enquanto na sexta feira foi criada a tão esperada estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que vai gerenciar o contrato. Contudo, ainda não são conhecidos os dirigentes.

O IBP apresentou diversas sugestões que são fruto de um workshop de três dias com as associadas, incluindo a Petrobras. É hora das empresas fazerem a análise de risco do contrato, para decidir se no fundo ele é atrativo ou não, afirma o secretário executivo do IBP, Antonio Guimaríes.

No documento de 83 páginas encaminhado à ANP, que marcou audiência pública para amanhí, foram feitas várias sugestões para aumentar a segurança dos investidores. A principal delas diz respeito à recuperação dos investimentos de um projeto dessa magnitude. A indústria sugere uma fórmula para correção monetária e garantias de que não existirão custos não amortizados ao final do contrato. O contrato inteiro prevê correção da inflação em tudo aquilo que são obrigações para os contratados. Todas as obrigações são reajustadas pela inflação, inclusive o preço do óleo, diz Guimaríes.

Entre as obrigações com correção prevista no contrato estão o preço do petróleo (corrigido pela inflação no mercado americano), o cálculo do conteúdo local e as garantias financeiras que precisam estar sempre atualizadas. Contudo, todo o investimento que a empresa precisa recuperar, não tem correção, diz o presidente do IBP, João Carlos França de Luca, frisando que esse é um dos itens mais importantes para o operador, no caso a Petrobras, e seus sócios.

Na proposta da ExxonMobil, apresentada em separado, a empresa sugere como alternativa à correção dos custos pela inflação, que seja adotado um gatilho no caso de inflação acima de 10%, que permita ajuste do percentual de recuperação do custo em óleo de forma a permitir que fosse mantido o equilíbrio econômico e financeiro do contrato.

A preocupação da indústria é justificada pelo tamanho dos investimentos. Cálculos iniciais indicam que cada sistema de produção de Libra deve custar algo entre US$ 6 bilhões e US$ 7 bilhões. Dependendo do projeto, que pode contar com 12 ou 15 sistemas completos, os investimentos podem somar entre US$ 72 bilhões e US$ 105 bilhões ao longo dos 35 anos de concessão.

Com reservas em 8 a 12 bilhões de barris de óleo equivalentes, Libra é um ativo em oferta sem similar no mundo até agora. Mas Renato Bertani, diretor executivo da Barra Energia e atual presidente do Conselho Mundial de Petróleo (WPC na sigla em inglês) lembra que apenas um poço foi perfurado, mesmo assim em uma das extremidades da estrutura, o que é pouco. É preciso extrapolar até o outro lado para fazer uma avaliação e ainda existe um range de incertezas significavas quanto ao volume de reservas, explica.

A fase de exploração de Libra acaba em 2017 e em 2022 deve começar a produção e as primeiras receitas. Já as despesas começam logo depois do leilão. Até 2017 devem ser perfurados pelo menos dois poços para delimitar o reservatório. Os custos começarão a ser descontados da receita com a venda do óleo a partir de 2022, à proporção de 50% da receita nos dois primeiros anos e 30% nos anos seguintes, podendo ser maior a critério da PPSA.

Há o risco de se acumular custos que não serão recuperados e chegar ao final da concessão. Seria melhor uma garantia que permita explorar a área por mais tempo se os custos não tiverem sido recuperados ao final, afirma De Luca.