O preço final de compra dos direitos de exploração de petróleo e gás do pré-sal da bacia de Santos, acordado entre a Petrobras e a União para os reservatórios da cessão onerosa, ficou muito mais caro até mesmo que o apontado no cenário de sucesso pela consultoria DeGolyer and MacNaughton, contratada pela estatal.

No estudo que considera o risco geológico e o risco econômico da exploração das áreas, a consultoria calculou em US$ 18,13 bilhões o valor presente dos barris que poderão ser retirados dos seis blocos que a União vai transferir para a Petrobras. A estatal aceitou pagar um valor 134% superior a isso: US$ 42,5 bilhões.

Mesmo no cenário considerado de sucesso pela DeGolyer, sem considerar os riscos de não encontrar petróleo ou de sua extração não ser comercialmente viável, o valor encontrado foi US$ 23,9 bilhões. O total a ser pago pela petroleira será quase 80% maior.

A diferença de valores se explica tanto pelo preço médio por barril - de US$ 6,8 para a DeGolyer e de US$ 8,51 no acordo firmado - como também pela quantidade de petróleo que poderá ser retirada dos campos de Iara e Franco, os dois principais da operação. Mesmo no cenário de sucesso, a DeGolyer considera, no que chama de sua estimativa mais confiável (2C), a possibilidade de retirada de 2,13 bilhões de barris dessas duas áreas. No contrato firmado, a Petrobras prevê a extração de 3,66 bilhões de barris desses dois campos.

No prospecto da oferta, a Petrobras diz que não pode descartar o risco de contestação do valor pago à União, "incluindo em relação à sua fixação em valor superior ao constante do laudo técnico elaborado pela DeGolyer".

Para a confecção do laudo, foram considerados preços constantes de US$ 79,23 para o barril de petróleo do tipo Brent e foi aplicado um desconto de 7,29%, por conta do grau de viscosidade e custos de transporte. Para o gás, o preço foi de US$ 4,27 para cada mil pés cúbicos de gás na cabeça do poço (ou seja, antes de seu transporte até a superfície). Os dois preços foram indicados pela Petrobras à consultoria. A taxa de desconto usada foi de 10% ao ano.

Depois de ter feito seu relatório-base, que considera riscos econômicos e geológicos, a DeGolyer atendeu nova demanda da Petrobras, que pediu que fosse elaborado um resumo com os resultados dos cálculos do potencial futuro de receita líquida para o "caso de sucesso" de desenvolvimento e produção das áreas.

Nesse cenário, a retirada dos barris da camada pré-sal estaria garantida, uma vez que os termos do contrato de cessão onerosa preveem uma quantidade fixa de petróleo, sem risco de volume.

Em todos os momentos, a DeGolyer tratou de forma distinta as áreas de Iara e Franco, consideradas reservas contingentes, e os campos de Tupi Nordeste, Tupi Sul, Guará Leste, Florim e Peroba, vistos como reservas esperadas, de maior risco de exploração.

A DeGolyer fez o "caso de sucesso" solicitado pela Petrobras, mas ressaltou que existe apenas uma "pequena chance" de que todas as áreas tenham possibilidade de sucesso geológico que permita sua produção em termos econômicos.

"O caso de sucesso é baseado em um cenário de desenvolvimento determinista que não foi ajustado para a probabilidade de risco geológico ou à probabilidade de risco econômico, e, portanto, trata-se de um resultado improvável", ressalta a DeGolyer.

Nessa condição, a consultoria apontou um preço de barril de US$ 7,43 para Franco no cenário mais provável e de US$ 3,73 para Iara. No contrato de cessão onerosa, os preços são de US$ 9,04 e de US$ 5,82, respectivamente.

No mercado, aumentam as preocupações com a previsão de revisão do contrato dentro de quatro anos, quando a Petrobras terá que declarar a comercialidade das áreas. O temor é de um preço muito mais elevado, que vai exigir um pagamento para a União com dinheiro que, dessa vez, terá que sair do caixa, e não do próprio governo, como está ocorrendo agora.

Magda Chambriard, diretora da Agência Nacional do Petróleo (ANP), que conduziu todas as negociações, se surpreende ao saber das preocupações dos analistas e lembra que a União está transferindo à Petrobras o suficiente para garantir a atual produção anual do Brasil durante quase sete anos.

A ANP só divulgará nesta semana o laudo da consultoria Gaffney, Cline & Associates, contratada por ela. Mas Magda adiantou ao Valor que a maior divergência entre a agência e a Petrobras foi causada pela diferentes interpretações com relação ao potencial de Franco. A Petrobras, segundo Magda, considerou que apenas metade da área é capaz de produzir petróleo em condições economicamente viáveis, enquanto a ANP entende que novas tecnologias poderão ser usadas para tornar comercial toda a área do bloco.

No seu relatório, a DeGolyer apresenta estimativas pessimistas (1C), médias (2C) e otimistas (3C) para as áreas de Franco e Iara.

Para Iara, no pior cenário, não haveria produção e, no mais provável, seria possível produzir 30 mil barris por dia por meio de uma plataforma flutuante de produção, armazenagem e escoamento (FPSO). No cenário otimista, a produção sobe para 370 mil barris/dia depois de instaladas três plataformas FPSO, cada uma com capacidade de processar 100 mil barris, e uma quarta, menor, com capacidade de 70 mil barris/dia.

Para a área de Franco, no cenário pessimista, seria possível produzir 125 mil barris/dia por meio de uma única FPSO. No caso mais provável, a produção aumentaria para 450 mil barris/dia por meio de três plataformas. No cenário otimista, Franco poderia produzir, sozinho, 1,05 milhão de barris por dia, pouco menos da metade da produção atual da Petrobras. Nesse caso seriam instaladas sete FPSOs.

O custo de exploração por barril seria de US$ 10,50 em Iara e de US$ 4,71 em Franco, no cenário médio. Já o custo de produção respectivo somaria US$ 20,34 e US$ 13,58.

Em termos de quantidade total de petróleo a ser explorada, a variação é grande. No cenário médio, a área de Franco teria 1,57 bilhão de barris de óleo e condensados marginalmente recuperáveis e 1,6 trilhão de pés cúbicos (TCF) de gás natural. No caso otimista, os recursos aumentam para 4,7 bilhões de barris e 4,8 TCFs de gás.