O gerente-geral da Unidade de Negócio Exploração e Produção da Bacia de Santos (UM-BS) da Petrobras, José Luiz Marcusso, afirmou ontem que os contratos que já estão assinados para a exploração do pré-sal na Bacia de Santos, e que somam aproximadamente US$ 12 bilhões, serão cumpridos pela empresa. As ações de médio e longo prazo deverão ser repriorizadas pela estatal em função de sua rentabilidade. Dentre os projetos assegurados estão a construção da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, a produção nos campos de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, e os testes e projeto piloto de Tupi, cuja reserva pode alcançar até 8 bilhões de barris. Somados, esses contratos são responsáveis pela aplicação de US$ 9 bilhões no período 2010-2012.
"O adiamento que o presidente Gabrielli divulgou pode ser um replanejamento da empresa. Já assinamos os contratos e não haverá surpresas. Há os testes de longa duração e o projeto piloto de Tupi, pilotos de Iara e Guará que iremos fazer, pode ter certeza", afirmou Marcusso com veemência. "Acho que pode haver repriorizações de projetos no médio prazo", complementou.
Para o executivo, a Petrobras atua dessa forma para reduzir os riscos dos projetos. "Esse adiamento é uma forma mais ter menor risco e mais rentabilidade. Trata-se de um cuidado adicional", reforça.
Para ratificar a posição da empresa, Marcusso cita a área já alugada pela empresa para a futura construção de Floating Production, Storage and Offloading (FPSO), que são navios transformados para a exploração de petróleo e gás. De um total de 10 unidades que deverão ser fabricados no Rio Grande do Sul, a Petrobras flexibilizou o uso de equipamentos nacionais nos dois primeiros, mas os outros oito serão feitos com índice de nacionalização mínimo de 65%.
Preço mínimo
Até o momento, a Petrobras já encomendou dois, de menor capacidade de armazenamento, que estão em processo de fabricação pela norueguesa BW Technologies e pela japonesa Mondec para os testes e o piloto de Tupi, respectivamente. Esta última, diz Marcusso, deverá definir o estaleiro em breve, que deverá ficar entre China ou Cingapura.
Segundo o executivo, serão esses projetos que apontarão o patamar mínimo de preço do petróleo para que a exploração das reservas do pré-sal seja viável. Ele reitera que a empresa opera de forma conservadora no preço de referência em seu plano de negócios para evitar riscos na exploração. Mesmo assim, Marcusso não acredita que o preço continue a cair por muito tempo. "Acho que tem muito analista fazendo projeção se nem o projeto piloto nos temos ainda. Ele entra em operação em março de 2009 para realizar o teste de longa duração que pode levar de seis a 15 meses."
Opep
O desenvolvimento dos campos de petróleo em águas profundas na plataforma continental do Brasil deverá ser adiado, num momento em que a crise do crédito dificulta o financiamento de projetos, disse Chakib Khelil, presidente da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).
"O desenvolvimento dos campos petrolíferos brasileiros em águas profundas deverá envolver um investimento de US$ 100 bilhões, para o qual é necessário obter financiamento de bancos estrangeiros", disse ontem em Viena Khelil, que é também ministro do Petróleo da Argélia. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse, na segunda-feira, que parte dos projetos da empresa deverá ser adiada devido à crise internacional do crédito. "Muitas empresas não vão obter financiamento para desenvolver campos", disse Khelil. "Os preços do petróleo bruto se reduziram a menos da metade desde seu recorde, de US$ 147,27 o barril, alcançado a 11 de julho, e essa queda deve também afetar alguns projetos. Os projetos canadenses de extração de petróleo do arenito betuminoso exigem preços de US$ 90 o barril e as prospecções em águas profundas, a cotação de US$ 70 o barril para serem viáveis", afirmou Khelil.
A Petrobras disse, em novembro, que o campo de Tupi deve encerrar até 8 bilhões de barris de petróleo, o que o torna a maior descoberta já ocorrida nas Américas desde a descoberta, em 1976, do campo mexicano de Cantarell. Se confirmada sua capacidade, Tupi e o campo vizinho de Iara poderão quase duplicar as reservas brasileiras comprovadas de petróleo, de 12,6 bilhões de barris. "A Petrobras pretende contar com 11 plataformas de petróleo operando no conjunto de campos da camada pré-sal, perto de seu campo de Tupi, até 2017", disse José Formigli Filho, diretor de exploração e produção da Petrobras, em setembro.
Fonte: DCI - 24 OUT 08
