Enquanto a Petrobras revisa seu novo plano de investimentos para o período 2011-2015, o mercado tenta antecipar qual será o aumento em relação ao atual plano estratégico, que prevê desembolsos de US$ 224 bilhões até 2014.

 

 

O novo plano ainda está sendo desenhado pelas diversas áreas e as previsões variam. Alguns analistas estimam que poderá aumentar para US$ 240 bilhões (média de US$ 48 bilhões/ano) a US$ 250 bilhões, enquanto há projeções entre US$ 280 bilhões e US$ 290 bilhões, o que elevaria a taxa anual para algo entre US$ 56 bilhões e US$ 58 bilhões.

 

 

Também vai influenciar numa alta dos custos a oferta do campo Libra, gigante no pré-sal da bacia de Santos descoberto em área da União pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) e que será oferecido para a primeira partilha de produção no Brasil. Até o momento o governo não deu indicações de quando a área será oferecida, o que deve ser decidido diretamente pela presidente Dilma Rousseff.

 

 

No plano atual, que está sendo revisto, a média de investimentos é de US$ 44,8 bilhões ao ano. Até setembro somavam US$ 33,4 bilhões. Se repetir o comportamento de 2009, quando o investimento do último trimestre subiu 40% em relação aos meses anteriores, deve fechar 2010 tendo aplicado de US$ 45 bilhões a US$ 46 bilhões. Se valores dessa grandeza se concretizarem, ela fechará 2010 com investimentos bem superiores aos US$ 35,6 bilhões de 2009. O resultado será conhecido na próxima sexta-feira, quando será divulgado o último de 2010.

 

 

 

A questão que se coloca é se a Petrobras - mesmo recentemente capitalizada, e ao fim de setembro com US$ 28 bilhões em caixa - conseguirá arcar com tamanho desembolso, em projetos que só darão retorno no longo prazo. Em relatório, o Credit Suisse ressalta que, embora o preço do petróleo tenha tendência de alta - a estimativa é de US$ 85 por barril em 2011 e 2012 e de US$ 80 a partir de 2013 em termos reais -, não será surpresa se o fluxo de caixa livre da companhia, já significativamente negativo, se deteriore ainda mais. A alavancagem subiria dos atuais 16% para acima de 30% no prazo de quatro anos, conforme teria sido sinalizado pela administração da companhia em entrevistas recentes.

 

 

Ainda que admita que a produção da Petrobras crescerá mais que a de seus pares nos próximos anos, o banco destaca que mesmo usando como premissa o plano atual de investimentos, aportes de US$ 46 bilhões por ano, é possível calcular que o fluxo de caixa livre anual da estatal deve permanecer no território negativo de US$ 16,7 bilhões até 2014, aumentando a alavancagem para 25,6% ao fim do período.

 

 

 

O banco projeta que o novo plano deve ficar em torno de US$ 250 bilhões, ou talvez pouco mais. Quanto maior o plano, maior o risco de o caixa ficar apertado. A Petrobras tem captado, em média, US$ 15 bilhões por ano para completar os investimentos, já que a geração de caixa é inferior aos dispêndios.

 

 

O Credit Suisse destaca, ainda, que a estatal "está entre as empresas com menor retorno sobre o capital investido na indústria", uma reversão significativa do ocorreu na última década. "E enquanto uma grande quantidade de ativos em construção ajudam a explicar isso, acreditamos que essa tendência é o preço a ser pago pela deterioração da disciplina de capital no refino e aumento da intensidade de capital da companhia na exploração e produção."

 

 

A construção simultânea de quatro refinarias no país é alvo de críticas, fato que irrita o diretor de Abastecimento, Paulo Roberto Costa. Ele insiste na defesa das unidades mostrando que sem elas o país será dependente de importações de combustíveis, notadamente óleo diesel. Mas a justificativa, que expõe que há um interesse estratégico relacionado à segurança energética, não tem sido suficiente para demover os analistas de suas críticas. A percepção é de que a atual política de preços onera o caixa e não traz retorno adequado para os investimentos.

 

 

Um técnico qualificado da Petrobras considera "excessivos" os valores mais elevados e aposta em algo mais próximo de US$ 140 bilhões. Lembra que as áreas da cessão onerosa, por exemplo, são livres do pagamento da Participação Especial, que eleva entre 15% e 20% o custo de produção. "Essas áreas serão quase auto-financiadas. Quando um entrar em produção financia o segundo, e por aí vai." Também vai ajudar a reduzir custos o novo modelo de encomenda de sondas, que serão afretadas por empresas com participação minoritária da Petrobras.

 

 

O modelo fez sua estreia na semana passada, quando a estatal anunciou a contratação de sete sondas de perfuração para operar em águas profundas no valor de US$ 4,637 bilhões. As embarcações serão construídas no Estaleiro Atlântico Sul e afretadas pelo Sete Brasil, um Fundo de Investimentos em Participações (FIP) do qual a estatal terá participação de 10%.

 

 

O mercado faz suas contas para tentar antecipar os números do novo plano e existem preocupações com o aumento das despesas e mesmo o baixo crescimento da produção, apesar da enorme quantidade de reservas adicionadas nos últimos anos. O Credit Suisse destaca inclusive a queda da produção dos campos já maduros da bacia de Campos que se acelerou a partir de 2009 e que respondem por quase metade da produção da Petrobras no Brasil. Um exemplo é Marlim, cuja produção vem caindo uma média de 20% ao ano. "Isto implica uma necessidade urgente de a Petrobras acelerar as adições de capacidade ou de aumentar os seus esforços de desenvolvimento do pré-sal de Campos e descobertas no Albiano", afirma o banco suíço em relatório assinado por Emerson Leite e Marcos Guerra.

 

 

Em 2011 a Petrobras vai perfurar 162 poços, dos quais 53 no mar, orçados em US$ 4 bilhões. E as calculadoras já acrescentam o custo de projetos necessários para exploração das áreas do pré-sal que a Petrobras adquiriu no processo de capitalização sob a forma de cessão onerosa. Para explorar essas áreas a estatal deve investir algo próximo a US$ 10 bilhões, segundo o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli no ano passado. Esse dinheiro será gasto na perfuração de oito poços nas áreas de Florim, Franco, ao redor de Iara, de Tupi, em Tupi Nordeste, no sul de Guará e em Peroba. Dependendo dos resultados, outros quatro poços deverão ser perfurados nessas áreas.

 

 

No horizonte até 2015 serão realizados os maiores investimentos para construção das novas refinarias como o Comperj, no Rio, e a refinaria do Nordeste, em Pernambuco, que ficam prontos no fim de 2013. E a refinaria do Maranhão, de maior porte, está prevista para o fim de 2014. O avanço das obras vai pressionar os gastos e à medida que o plano avança na década vão incluir uma parcela mais significativa dos gastos para desenvolvimento da produção nas áreas do pré-sal da bacia de Campos, como Lula, Cernambi e Guará, que a Petrobras explora em parceria com a BG, Repsol, Galp e Partex. Até 2014 também serão instaladas mais duas plataformas no pré-sal para produção antecipada nos campos Guará e na área chamada Nordeste de Tupi.

 

 

 

A aquisição dos direitos exploratórios de Libra pode pressionar o caixa porque os interessados na área farão oferta por meio de um bônus, mas ganha quem oferecer para a União a maior parcela do petróleo que será produzido, deduzidos os custos. Qualquer que seja o valor oferecido, a Petrobras será "arrastada" no processo porque terá de ser a operadora da área com participação obrigatória de no mínimo 30%. E se tiver que pagar preço muito elevado como bônus e iniciar os investimentos para produção o novo plano de investimentos pode atingir os maiores valores. A forma como será oferecido a primeira partilha ainda parece não ter consenso no governo.

 

 

A PDVSA, estatal venezuelana de petróleo, também pode influenciar os investimentos da Petrobras. Uma desistência da PDVSA de se associar à refinaria do Nordeste fará com que a Petrobras desembolse os R$ 8 bilhões que correspondem a 40% do investimento do sócio no projeto.