"Uma ótima oportunidade para a Petrobras". Com essas palavras a presidente da companhia, Graça Foster, descreveu o novo contrato firmado entre a petroleira e o governo para produzir o excedente de quatro áreas da Cessão Onerosa, via regime de partilha - Búzios, Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi. Para se ter uma ideia da grandeza dos novos volumes, atualmente as reservas provadas da companhia somam 16,565 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Com o novo contrato, a Petrobras irá produzir um volume adicional que pode variar de 9,8 a 15,2 bilhões de boe - segundo estimativas efetuadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

"Estamos falando de volumes já descobertos e potencialmente recuperáveis, e não de atividade exploratória para acumulação de mais reservas", afirmou Foster, que chamou atenção para a redução da exposição ao risco nas atividades exploratórias. "Esse é o maior valor desse projeto para a Petrobras", enfatizou a executiva durante coletiva de imprensa que esclareceu a decisão do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

A executiva explicou que os contratos de partilha de produção para estas quatro áreas terão vigência de 35 anos, a partir do início da produção de óleo sob regime de cessão onerosa. "O relógio começa a contar exatamente a partir do primeiro óleo a ser produzido no campo de Búzios, que será em 2016", disse Foster.

Para desenvolver essa produção, a Petrobras terá que pagar para a União um bônus de assinatura de R$ 2 bilhões ainda este ano. E os desembolsos seguirão até 2018, com a exigência, em contrato, da antecipação de parte do excedente em óleo: R$ 2 bilhões em 2015, R$ 3 bilhões em 2016, R$ 4 bilhões em 2017 e R$ 4 bilhões em 2018. Os percentuais de excedente em óleo da União serão 47,42% em Búzios, 48,53% em Entorno de Iara, 46,53% em Florim e 47,62% em Nordeste de Tupi.

"Isso não quer dizer que iremos realizar os pagamentos com o óleo relativo ao excedente da área de Búzios, por exemplo. Não teremos que parar projetos em curso para produzir esse óleo e entregar nos prazos determinados", esclareceu Foster, afirmando que o dinheiro usado sairá do caixa da companhia, e que o investimento do Plano de Negócios e Gestão para o período 2014-2018, crescerá 3% - incluindo o bônus a ser pago este ano. "O efeito sobre a financiabilidade, tanto do ponto de vista do endividamento líquido pelo EBITDA, quanto a alavancagem não traz impacto material", afirmou Foster.

Para a companhia, a redução de risco na atividade exploratória é importante pois dá suporte ao Plano Extratégico 2030, o que significa a redução de custos esperados para a renovação da carteira exploratória.

O primeiro óleo deste novo contrato está previsto para 2021, com pico regulatório no entorno de 1 milhão de barris em 2026.

Logística e projetos contratados

Outra questão apontada como positva por Graça Foster é o hub logístico. "Utilizaremos a nossa própria infraestrutura. Temos 100% da Cessão Onereosa, e também do excedente deste conjunto de áreas. Toda nossa logística, tanto para gás quanto para óleo, traz uma vantagem excepcional para a Petrobras em termos de escala", afirmou a executiva.

Para a companhia, o novo contrato estende a visibilidade de projetos firmes de E&P com ótimo retorno sobre o capital empregado e efeito positivo na atração e desenvolvimento na Indústria Naval e Offshore. "Isso sinaliza um volume bastante grande de demanda de contrato da indústria de bens e serviços, em especial da indústria naval e offshore, para o curto e médio prazo", afirmou Foster, que também esclareceu que o índice de conteúdo local é igual ao do projeto de Libra - 55%.