Petrobras: Plano confirma investimento bilionário em produção, mas impõe corte amplo de custos

Parece contraditório, mas a petroleira brasileira anunciou a necessidade de contratar quinze novas unidades de produção para acelerar o desenvolvimento de áreas no pré e no pós-sal, ao mesmo tempo em que lançou um programa de redução de custos de poços e pretende elevar em apenas US$ 200 milhões, em relação ao ano passado, os recursos orçados no Plano de Negócios e Gestão (PNG) para o quinquênio de 2013-2017, que totaliza US$ 236,7 bilhões.

Assim como nos planos anteriores, o PNG 2013-2017 reserva a maior fatia, de US$ 147,5 bilhões (62,3% do total), para a área de exploração e produção no Brasil – um acréscimo de US$ 16,1 bilhões em relação ao projetado no ano passado. Ficou acima do volume total de investimentos previstos para esta área no Brasil e no exterior, que somava US$ 141,8 bilhões. Enquanto crescem os recursos para as atividades internas, a estatal reduziu os investimentos externos para US$ 5,1 bilhões, menos da metade dos US$ 10,7 bilhões do plano anterior, mantendo mais de 90% para E&P.

A área de abastecimento terá US$ 64,8 bilhões (27,4% do total) e a de gás e energia, US$ 9,9 bilhões. A diretoria de Engenharia, Tecnologia e Materiais, criada pela presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, receberá US$ 2,3 bilhões (1%), ficando a BR Distribuidora com US$ 3,2 bilhões (1,4%) e a Petrobras Biocombustíveis, com US$ 2,9 bilhões (1,1%). Um bilhão de dólares (0,4% do total) foi reservado para as áreas financeira, estratégica e corporativa.

Dos 947 projetos em implantação e avaliação, só 770 estão confirmados para implantação, dos quais a totalidade dos aproximadamente 550 projetos (71,2%) da área de E&P, e 220 das demais áreas, sendo 20,9% para o abastecimento (US$ 43,2 bilhões, que correspondem a menos de dois terços do valor total dos recursos alocados para esta área). Ou seja, na área de E&P nada está em avaliação: tudo será implantado nos planos da petroleira.

“Os projetos competem entre si, em todas as áreas, e a aderência ao planejamento estratégico também pesa. Ou seja, não basta que o VPL (Valor Presente Líquido, para avaliar a viabilidade do projeto) de um seja melhor que o de outro: é necessário que haja também melhoria nos diversos fatores integrantes desse planejamento”, afirmou a dirigente da estatal. “Essa competição faz com que a área de engenharia trabalhe com mais objetividade e foco, e obriga que se atue mais em parceria com os fornecedores.”

Novas unidades de produção – “Não houve inclusão de novos projetos nesse PNG, a não ser na área de exploração e produção, para assegurarmos a curva de produção projetada no ano anterior e que foi mantida”, frisou Foster. No entanto, há novidades. A começar pelo anúncio de que seria necessário contratar nada menos que 15 novas unidades estacionárias de produção (UEPs), como são chamadas as plataformas.

Estas plataformas, do tipo FPSO (do inglês Floating, Production, Storage and Offloading, unidade flutuante que produz, armazena e transfere óleo), são essenciais para a petroleira dar a partida no desenvolvimento de diversas áreas do pré-sal – Lula Alto, Lula Central, Carioca, Júpiter e Carcará, assim como as áreas de cessão onerosa, Franco Leste e Florim, na bacia de Santos, e Parque dos Doces, Tartaruga Verde e Mestiça e sul do Parque das Baleias, na bacia de Campos – e do pós-sal – Maromba, Espadarte I e III, e Bonito, em Campos, e em águas profundas da bacia do Sergipe.

Demonstrando que a necessidade de novas unidades não é apenas uma previsão, no momento em que divulgava o plano de negócios na sede da estatal, no dia 19 de março, para investidores, analistas e jornalistas, as áreas de relações com investidores e a assessoria de imprensa distribuíam informe sobre a negociação das duas primeiras novas UEPs.

Uma semana depois, a Petrobras, como operadora e detentora de 65% do consórcio BM-S-11, e os parceiros BG E&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%) assinaram carta de intenção com a SBM Offshore e a Queiroz Galvão Óleo e Gás para afretamento de dois FPSOs. Cada um deverá ser interligado a 18 poços (dez produtores e oito injetores) e terá capacidade para processar até 150 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 6 milhões de m³/dia de gás natural.