Descoberta do pré-sal e mudanças estruturais de ordem produtiva

As perspectivas futuras de aumento da produção a partir de 2014, quando se pretende iniciar a produção petrolífera maciça do pré-sal, são claramente satisfatórias. Dados da Petrobras indicam que a produção de óleo condensado e LGN somente da empresa saltará de 1,8 milhões de barris/dia em 2008, para 3,9 milhões de barris/dia em 2020, perfazendo um crescimento anual da ordem de 6,4%. A importância específica da produção advinda do pré-sal para este aumento é bastante expressiva: em 2013, a participação do petróleo do pré-sal sobre o total de óleo produzido pela empresa é estimada em apenas 8,2%; em 2020 estima-se que esta participação seja de 46,3%.

Figura 3.50 - Produção de Petróleo pela Petrobras (em milhões barris/dia)

75   Fonte: Elaboração própria a partir de PN-Petrobras (2009)

O esperado aumento da produção petrolífera no país não virá somente a cargo da Petrobras, embora ela continue a ser a principal operadora. Se a produção de petróleo no Brasil em 2007 era de cerca de 1,96 milhões de barris diários, sendo 1,8 milhões destes originários da Petrobras – e os restantes 0,16 milhões originários de 15 outras empresas, com destaque para Shell, Devon e Petrosynergy - as perspectivas para 2020 são de que a produção nacional saltará para 5 milhões de barris diários, sendo 3,9 milhões da Petrobras e os 1,1 restantes originários de outras empresas, sendo destaques, neste grupo, aquelas empresas que detém participação acionária nos blocos do cluster do pré-sal, tais como: Exxon Mobil, Galp, BG, Shell, Partex, Hess e Repsol YPF.

Figura 3.51 - Produção de óleo e LGN no Brasil (em milhões barris/dia): 2008 e 2020

76 Frente a todas estas perspectivas positivas de aumento da produção, duas grandes questões se colocam: o custo e a forma de financiamento necessários para viabilizar a produção a partir do pré-sal.

Com relação ao custo, o PN-Petrobras (2009) indica que entre 2014 e 2020 serão gastos US$ 82,5 bilhões com o desenvolvimento da produção no pré-sal, sendo US$ 80,2 bilhões destinados ao pré-sal da Bacia de Santos e US$ 2,3 bilhões com o pré-sal do Espírito Santo39. Tamanho montante equivale a um valor de US$ 11,8 bilhões anuais no período considerado. Como o referido plano de negócios da empresa não especifica os investimentos totais em E&P (incluindo outros projetos que não somente o pré-sal), é possível estimá-lo, de forma conservadora, como sendo, no longo prazo (i.e, 2014-2020), da ordem de US$ 42,1 bilhões anuais40. Também por aproximação conservadora – supondo que a participação dos investimentos em E&P sobre o total dos investimentos se mantenha constante em relação a 2009-2013 - estima-se que o valor anual dos investimentos totais da empresa se situe na ordem de US$ 70,3 bilhões no período 2014-2020. Como visto na figura 3.52, tais valores, em termos anuais, representariam um aumento substancial em relação observado até 2007, e mesmo em relação ao previsto para o período 2009-2013, que é baseado nos dados oficiais da PN-Petrobras (2009).

Figura 3.52 - Investimentos Pela Petrobras: histórico e previsão 2014-2020 (em US$ bilhões)

Fonte: Elaboração própria a partir de PN-Petrobras (2009)

39 _{Incluindo os campos do pós-sal}

40 _{Assume-se, por conservadorismo, que a participação dos gastos em E&P com pré‐sal sobre os} 

gastos totais em E&P da empresa se mantenha a mesma do período 2009‐2013. Esta estimativa é conservadora, pois muito provavelmente, no período 2014-2020, a participação dos gastos em E&P do pré-sal sobre os gastos totais em E&P será maior do que a anunciada pela Petrobras para o período 2009-2013, uma vez que a própria empresa prevê um aumento da participação da produção petrolífera do pré-sal sobre a produção total de óleo da empresa de 8,2% em 2013 para expressivos 46,2% em 2020, conforme demonstra a Figura 50. Deste modo, os valores aqui estimados constituem um lower bound do provável comportamento dos gastos em E&P da empresa no longo prazo.

77 Com relação à forma de financiamento destes gastos, num “cenário desejável”, no qual estariam ausentes as atuais restrições (de demanda por petróleo e de crédito) decorrentes de um ambiente de crise econômica, assumir-se-ia como razoável uma redução na necessidade de recursos de terceiros em relação ao previsto pela Petrobras, em seu Plano de Negócios para 2009-2013, evidenciando assim um retorno às condições normais de financiamento do setor, e da empresa, aos parâmetros anteriores à crise, como, por exemplo, o de 2007. Neste caso, esperar-se-ia um menor grau de endividamento e, para a parcela financiada com recursos externos à empresa, uma maior relevância dos financiamentos via mercado de capitais e sistema bancário, em detrimento dos financiamentos com recursos públicos (via BNDES).

Figura 3.53 - Fontes de Financiamento da Petrobras: histórico e previsão num “cenário desejável”

  2008¥  _2009­2013*  “cenário possível”  “cenário desejável” 2014­2020  Caixa próprio  84,3%  41,2%  80%  Outras fontes  15,7%  58,8%  20%  Total  100%  100%  100%  Composição de  “Outras fontes”        BNDES  12%  65,7%  10%  Pré‐financiado   (financiamentos  bancários) e outros  57%  27,6%  60%  Mercado de capitais  31%  5,5%  30% 

Fonte: elaboração própria a partir de dados dos Planos de Negócios da Petrobras

¥ Plano de Negócios 2008-2012

*Média dos anos 2009 e 2010, a partir do Plano de Negócios 2009-2013 Estas duas questões relacionadas ao financiamento da produção a partir do pré-sal assumem considerável relevância também por influenciarem, diretamente, o desafio da auto-suficiência de produção petrolífera do país, e, indiretamente, as perspectivas de exploração de petróleo ou de derivados. Somente se forem viabilizados todos os investimentos estimados como necessários será possível elevar a produção para os patamares apontados. Novamente, num “cenário desejável”, supondo que todos os entraves e desafios financeiros atualmente presentes sejam superados e as inversões financeiras sejam viabilizadas, o que permitira atingir em 2020 o patamar já apontado de 5 milhões de barris diários de petróleo (considerando Petrobras e outras empresas), e assumindo, para o mesmo ano, a previsão, da EPE (2007), de consumo interno da ordem de 3 milhões de barris/dia, vislumbra-se a perspectiva de um considerável excedente de 2 milhões de barris/dia.

Ainda que esta estimativa possa guardar algumas imprecisões, é clara a perspectiva de que a produção a partir do pré-sal facilite o alcance da auto- suficiência e possibilite a concretização do excedente passível de exportação. Se for assim, o ponto a ser discutido se refere às opções disponíveis para um

78 possível excedente de óleo: exportação de óleo bruto ou exportação de derivados. A escolha pela opção de exportação de derivados é indiscutivelmente melhor do ponto de vista econômico, ao assegurar maior valor agregado à atividade produtiva do setor petrolífero como um todo, e para a economia nacional, por conseqüência. Mas se por um lado esta opção é a mais atrativa, a sua escolha depende, todavia, de outro aspecto relevante que é a expansão da capacidade de refino do país.