1 Pedro Medeiros, Citi:
Oi Márcio. Só uma dúvida, que a maior parte das perguntas acho que a gente já endereçou no call em inglês. Em relação à contratação das oito sondas, e principalmente adquirindo sondas, você pode explicar um pouco o racional de, primeiro, adquiri-las ao invés de seguir a estratégia de fazer um leasing; e número dois, existe alguma preocupação por parte de vocês em relação ao nível de conteúdo local exigido nas concessões do Solimões e o fato dessas sondas estarem vindo ou sendo fabricadas fora do país?
Márcio Rocha Mello:
Pedro, muito boa pergunta. Com relação à primeira pergunta, primeiro, a nossa decisão de comprar ao invés de alugar as sondas é porque, baseado no custo das primeiras sondas, nós fizemos todo um estudo econômico e, no pior dos cenários, nós vimos que nós podemos economizar de 30% a 40%. Imagine, Pedro, de 30% a 40%, se nós comprarmos as sondas, porque o principal ganho das companhias é no aluguel das sondas e não na execução do serviço.
Então, nós fizemos um estudo por mais de dois meses com todo um planejamento estratégico, todo um planejamento financeiro e de oportunidade de investimento, oportunidade de financiamento, e o pior cenário para nós é uma economia de 30%. Se você levar em conta nossa agressividade e o que precisamos furar até 2015, que sejam cerca de 130 poços, essa mudança de comportamento é fundamental para que mantenhamos o nosso CAPEX, fundamental.
Além disso, Pedro, à parte de você contar com suas sondas a preços fixos e estratégicos durante os próximos quatro anos, vai depender muito, como você viu, de um grande estudo feito, e há uma reportagem da Brasil Energia com a ANP, da quantidade de companhias e da quantidade de poços em terra que vão ser perfurados no Brasil.
E com a falta de sondas no Brasil a coisa poderia significativamente sair do controle, onde após três anos as sondas da Tuscany e da Queiroz Galvão fossem majoradas em 50% a 100% no preço. Então, nós não podemos depender disso.
Outro ponto é o seguinte, várias dessas work sondas, inclusive a sonda de workover vão ser as nossas sondas que vão servir não só para exploração mas também como sondas de desenvolvimento. Como a HRT tem todo esse projeto de Early Production, e nós pretendemos fazer um desenvolvimento recorde, no qual no mesmo ano da sua perfuração nós vamos começar a desenvolver os nossos campos para produção, fica ainda muito mais marcante, não só estrategicamente como financeiramente, a sua aquisição.
É muito importante que nós já conversamos com a Tuscany, também com a Queiroz Galvão e outras companhias, que a HRT não vai operar. Nós somos os donos das sondas e nós vamos contratar a operação. Então, esse tipo de modelo é significativamente, não só do ponto de vista estratégico, mas também do ponto de vista tecnológico e do ponto de vista no nosso CAPEX e OPEX, fundamental para o nosso futuro.
E a segunda pergunta, Pedro? Pedro Medeiros:
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Não, foi exatamente isso. Só, então, aproveitar o gancho para fazer uma segunda pergunta. Você pode comentar um pouco, talvez seja mais dedicada ao Eduardo, sobre a estratégia de hedge da Companhia? Vocês estão „hedgeando‟ 100% do CAPEX para este ano? E, no caso, para a aquisição dessas sondas, já existe alguma previsão disso?
Eduardo Teixeira:
Oi, Pedro. Na verdade, procuramos fazer uma operação de hedge do fluxo para 12 meses para frente de todo e qualquer contrato que incorpore ou um desembolso em moeda estrangeira, nesse caso o USD, ou com alguma cláusula de reajuste que implícita ou explicitamente leve em consideração a variação do USD.
Por que a gente fez isso? Porque a gente entende que como é uma empresa de E&P, o risco deve ser apenas o risco geológico, e não na área financeira. E procuramos periodicamente repactuar isso.
Na medida em que o CAPEX se altere, não em termos de cinco anos, mas em termos de distribuição no tempo, e novas estratégias sejam definidas, como o Márcio se referiu minutos atrás em relação à aquisição de sondas, em vez de continuar apenas pagando aluguel, nós estamos revendo esses números. Mas a estratégia básica da Empresa é não tomar riscos com o descasamento de moeda.
Aqui entre nós, um comentário pessoal: isso visa única e tão somente circunscrever os nossos riscos à área geológica.
Pedro Medeiros:
Está ótimo. Muito obrigado, Eduardo e Márcio. Denise Luna, Reuters:
Boa tarde, Márcio. Márcio Rocha Mello:
Boa tarde, Denise. Como você está? Denise Luna:
Tudo tranquilo. Só para esclarecer aqui algumas coisas que você falou. Sobre a antecipação da produção de óleo, você falou que em agosto acha que já está produzindo. Quando era a previsão anterior?
Márcio Rocha Mello:
O problema todo é o seguinte: nós falamos desde o início, se você olhar o nosso prospecto, a nossa previsão era 2012, o prospecto era 2012. Então, conforme nós determinamos a perfuração desse poço próximo à Chibata, esse poço está a 19 km da descoberta da Petrobras.
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Quando fizemos todo o reprocessamento da linha e vimos que estávamos no mesmo
trend e com a presença dos mesmos reservatórios Devonianos, a Empresa tomou a
decisão de antecipar essa produção. Nós fizemos todos os estudos, nós compramos todos os equipamentos de produção. Fomos a ANP, já apresentamos o nosso processo para um teste de longa duração. Fomos também ao órgão ambiental do Estado do Amazonas e apresentamos isso, e com esse projeto de Teste de Longa Duração será possível nós anteciparmos a produção.
É importante dizer, quando você fala produção, você fala a produção definitiva. Para você fazer a produção definitiva você precisa apresentar à ANP, primeiro você declara a comercialização da sua descoberta.
Denise Luna:
Isso você pensa em declarar quando? Márcio Rocha Mello:
A nossa ideia é na primeira ou segunda semana de julho, quando terminar esse poço, declarar a comercialização desse poço, mas nós temos que preparar todo o estudo de desenvolvimento para declarar a comercialização.
Denise Luna:
Qual o número do poço mesmo? Só para não confundirmos. Márcio Rocha Mello:
Deixe-me explicar melhor para você. Nós vamos terminar a perfuração do poço no final de junho, início de julho. Aí faremos um Teste de Longa Duração - TLD. Esse teste, nós pretendemos instalar todos os equipamentos durante o mês de julho e começar a produção antecipada, vamos dizer assim, desse poço, no mês de agosto. Denise Luna:
Que poço, Márcio? Márcio Rocha Mello:
Vamos supor que nós vamos produzir 1.500, 2.000 barris por dia nesse teste, igual a Petrobras está fazendo hoje no Chibata.
Denise Luna:
Eu só queria saber o número do poço. É o primeiro, qual é? Márcio Rocha Mello:
Chama HRT 1, que é furado no bloco... Denise Luna:
4 Márcio Rocha Mello:
Correto. Veja bem, para ficar muito claro, na hora que fazemos essa produção antecipada, você testa o reservatório, você testa a geometria do reservatório, você testa o fluxo, você testa os parâmetros de termoporosidade, você testa a qualidade do óleo, você testa a qualidade do gás, porque parte desse gás nós vamos tirar, nós vamos queimar; primeiro tiramos o gás. Tiramos o líquido do gás. O gás seco nós vamos queimar.
Durante esse teste de longa duração, que nós esperamos por seis a oito meses, vamos preparar e dar entrada na ANP do projeto final de desenvolvimento desse campo. Aí você entra com o projeto, pega a licença da ANP e a licença ambiental. Denise Luna:
Está ótimo. Agora, aproveitando que você falou de ANP, e o leilão da ANP? Vocês estão animados, vocês vão participar?
Márcio Rocha Mello:
Intenção de participar nós temos todas. Não tomamos nenhuma de decisão ainda, porque estamos estudando as áreas as quais eles apresentaram para que sejam tomadas decisões. A intenção é total; decisão, ainda não.
Denise Luna:
Agora, você tinha elogiado bastante a margem equatorial. Queria só tirar uma curiosidade: vocês têm ativos na África que também estão naquela margem equatorial, correspondente, ali? Vocês estão somente na Namíbia, não é?
Márcio Rocha Mello:
Nós estamos na Namíbia, mas é importante dizer que estamos há cerca de três meses em contatos com o governo de Gana. Eu já fiz uma missão a Gana, o Nelson Narciso já fez sua missão em Gana, e estamos estudando a possibilidade de uma associação entre a HRT e a companhia GNPC de Gana, a qual será uma joint venture...
Denise Luna:
A companhia estatal deles? Márcio Rocha Mello:
Sim. Uma companhia estatal, a possibilidade de uma joint venture para a HRT naquela área. É importante dizer também que a HRT tem um conhecimento muito grande de toda a margem equatorial.
Denise Luna:
Por isso eu perguntei aqui do Brasil. Mas indo, então, para Gana, você abandona aqui a margem equatorial brasileira?
5 Márcio Rocha Mello:
Nunca. Como disse, estamos estudando intensamente e com muito entusiasmo. Denise Luna:
OK. Muito obrigada.
Felipe Maciel, Brasil Energia:
Oi Márcio, tudo bem? Na verdade, tenho duas questões muito em linha com o que a Denise estava falando. Sobre TLD, eu queria entender como vocês vão escoar essa produção. Vocês vão lançar uma linha até esse terminal que vocês vão instalar? De quanto seria essa linha, vocês já contrataram isso?
Márcio Rocha Mello:
Muito boa pergunta. A primeira coisa é a seguinte: nós vamos fazer exatamente aquilo que a Petrobras fez. Não sei se você está acompanhando a apresentação pelo slide da figura 11.
Felipe Maciel: Sim.
Márcio Rocha Mello:
Então, você pode ver. Estamos repetindo; quando nós falamos “repetindo”, é igualzinho. Nós já compramos, nós alugamos e compramos toda a instalação de produção, onde você tem os separadores de água, óleo e gás com a Halliburton. Nós já adquirimos cerca de 50 km, embora nós não vamos usar todos nesse poço, nós vamos usar em torno de 26 km, de um tubo flexível que a linha de surgência, a mesma utilizada pela Petrobras, no poço Chibata, teremos a completação do poço, que chamamos “árvore de Natal”, com todos os seus equipamentos que fazem possível esse teste de longa duração; então, já adquirimos tudo isso.
Já apresentamos isso para o órgão ambiental da Amazonas. Nós já fizemos todo o reconhecimento de campo onde essa linha flexível será estendida. Nós estamos fazendo o levantamento florístico dessa passagem, porque você não corta árvore, você não faz nada, mas você passa em áreas. Então, você tem que mostrar através de levantamento topográfico, levantamento florístico, levantamento ambiental por onde essa linha flexível vai.
Nós já compramos todos os equipamentos para executar, no terminal do Rio Tefé, onde vamos obter a licença para implantar esse pequeno terminal, onde termina essa linha de surgência.
Nós já levantamos todos os preços, custos, e estamos já em fase de contratação de cerca de 12 balsas que serão as iniciais; esse tipo de levantamento terá quatro balsas sempre em stand-by, quatro balsas a serem carregadas, transportadas. Elas levam cerca de quatro dias para chegar ao terminal da Petrobras.
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A Petrobras já nos contatou com interesse de comprar todo o nosso óleo. Falamos que teríamos a possibilidade de ligar a linha de surgência ao oleoduto da Petrobras; eles falaram que não. Eles preferem que tudo isso seja entregue no Terminal do Rio Solimões, o que também para nós é muito mais fácil.
Felipe Maciel:
E vocês estão estimando uma produção de quanto desse TLD? 10 mil, 12 mil? Márcio Rocha Mello:
Não. Nós estamos estimando o seguinte: é muito importante te falar todo o novo conceito. Nós sabemos que a Petrobras hoje – ela anunciou isso para a ANP – só no reservatório Devoniano hoje, ela está produzindo 1.700 barris de óleo por dia.
Ela colocou para a ANP um potencial de até 1.500 de óleo no reservatório superior. Nós estamos estimando nessa linha que estamos colocando toda a nossa estimativa inicial, embora tenhamos capacidade tanto na instalação da produção como na instalação da linha de surgência de até 7 mil barris por dia, a nossa ideia é transportar, até o final de 2011, 2.500 barris por dia.
Porque a ideia não é produzir muito óleo. A ideia é produzir óleo do Devoniano, a ideia é produzir óleo do Juruá Inferior, para que conheçamos o reservatório, para que conheçamos toda a capacidade de geometria, de tamanho, de fluxo, de pressão, que nos permita em um curto espaço de tempo, e eu digo ainda em 2011, começar a furar os poços em desenvolvimento para colocar uma produção definitiva.
Felipe Maciel:
Entendi. Agora, qual o investimento que vocês estão fazendo nessas facilidades de produção? A linha, o terminal?
Márcio Rocha Mello:
Nós já fizemos, já pagamos, com todo esse material que vai servir não só para a primeira locação, para o HRT 1, mas parte dele para o HRT 2, que é o 169, já gastamos até o momento cerca de R$23 milhões.
Felipe Maciel:
Certo. Agora voltando à questão da 11ª rodada, o interesse de vocês é em áreas
onshore ou offshore, ou as duas coisas vocês estão olhando?
Márcio Rocha Mello:
Como sempre, nossa intenção é entrar no leilão. Eu posso assegurar a você que estamos estudando todas as bacias. Poucas companhias no Brasil têm o conhecimento e o dado de todas as bacias, que é uma vantagem tecnológica da HRT, que somente a Petrobras possui.
Nós fomos procurados por vários parceiros com interesses tanto na parte onshore quanto na parte offshore, e estamos estudando. Como você deve saber melhor do que eu, nada melhor do que fechar a boca para não entrar mosquito.
7 Felipe Maciel:
Está certo. Obrigado. Agradeço a atenção. Operadora:
Encerramos neste momento a sessão de perguntas e respostas. Gostaria de passar a palavra ao Sr. Márcio Rocha Mello para as considerações finais.
Márcio Rocha Mello:
Gostaria de agradecer a participação de vocês neste call. Perguntas muito procedentes. Várias das perguntas já tinham sido respondidas e outras perguntas tinham sido intensamente respondidas no call em inglês.
Agradeço a participação do Pedro, da Denise e do Felipe. Dizer a todos os senhores que a HRT hoje com 310 pessoas, com um dos programas mais agressivos, jamais visto nesse País, tanto de perfuração onshore como de levantamento sísmico onshore. Na Namíbia, sem sombra de dúvida, só para dizer, nos últimos 15 anos só foi perfurado um poço offshore; a HRT vai perfurar quatro poços no ano que vem.
É importante dizer que o que fizemos nesses seis meses a HRT vai fazer de sísmica quase 3x o que foi feito em todos os quase 40 anos de exploração na costa daquele país; colocar a agressividade e a competência na aquisição da UNX, que sem sombra de dúvida aumenta significativamente o potencial para a HRT se tornar uma das grandes companhias de petróleo do mundo nos próximos cinco anos.
E dizer a todos que, com grande prazer, nós estamos hoje associados ao TSXV, Toronto Stock Exchange, que dá oportunidade de abrir horizontes a vários acionistas internacionais para seguir suportando a HRT.
E aqueles que não sabem qual o ticker no Canadá, é HRP. Os senhores podem acessar no TSXV.
Senhores, muito obrigado por tudo. Espero contar com a presença dos senhores no 2T. Tenham um bom final de semana. Obrigado.
Operadora:
A teleconferência da HRT está encerrada. Agradecemos a participação de todos. Tenham um bom dia.
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