O petróleo é nosso e o gás natural, também. É o que vem sendo confirmado pelas descobertas de megarreservas de petróleo e gás feitas pela Petrobras na Bacia de Santos, alardeadas mundo afora por seus parceiros internacionais nas áreas do chamado pré-sal, camada geológica situada abaixo de um depósito salino com cerca de dois quilômetros de espessura, por sua vez coberto por cinco km de formações do chamado pós-sal situadas no fundo mar, a dois mil metros da superfície.

Tupi, anunciada oficialmente em novembro do ano passado e considerada a maior descoberta do país nos últimos 25 anos e uma das mais importantes do mundo nesta década, teria reservas recuperáveis de 5 a 8 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) – soma do óleo leve de 28 graus API (do American Petroleum Institute) com gás natural associado. Quanto maior a graduação nessa escala, mais leve e valioso o petróleo.

A descoberta de Júpiter, em janeiro, e de Carioca, logo depois, com indícios de uma reserva ainda maior que Tupi – fala-se até em 33 bilhões de boe –, colocou o pré-sal no “topo” dos debates da indústria petrolífera. E fez a Petrobras repensar todo o seu Plano de Negócios (PN), que, embora tenha um horizonte mais amplo, é revisto anualmente. Mais ainda: poderá levar a estatal a antever horizontes que não estavam previstos em seu planejamento estratégico para 2020.

Na revisão deste ano do PN, prevista para ser concluída em agosto e anunciada ao mercado em setembro, deverá haver alterações substanciais nas áreas de Exploração e Produção (E&P) e na do Abastecimento, que abrange refino, transporte, comercialização e petroquímica. Não só em virtude das descobertas e dos custos de desenvolvimento de novas reservas – incluindo os gastos necessários para o avanço tecnológico em cenários ultraprofundos –, mas também por causa do crescimento da produção, para atender a uma demanda aquecida e sustentar a auto-suficiência.

É também por causa desses custos que, nos últimos anos, o PN da Petrobras tem sofrido alterações significativas, sempre para cima, principalmente na área de E&P. O último PN, de 2008-2012, prevê recursos de US$ 112,4 bilhões – valor 29% superior ao de 2007-2011 –, com uma média anual de US$ 22,5 bilhões. Foram contabilizados, nessa revisão, US$ 10,9 bilhões referentes ao aumento de custos em razão do aquecimento do mercado de equipamentos e serviços do setor.

Desse total, US$ 97,4 bilhões serão gastos no Brasil – uma média anual de US$ 19,48 bilhões de investimentos da Petrobras no país. É três vezes e meia a média do PN 2003-2007, que era de US$ 5,8 bilhões, e quase o dobro do PN 2006-2010, de US$ 9,9 bilhões. Mais de 56% dos investimentos estão direcionados para a área de E&P.

O alto preço do barril de petróleo tornou viáveis os investimentos em E&P em novas fronteiras, na produção de petróleos não convencionais e em processos que possibilitem o aumento do fator de recuperação de campos maduros. Por isso, boa parte do acréscimo nos investimentos (no Brasil e no exterior) vai para novos projetos (US$ 13,3 bilhões), além de custos com mudança no escopo dos empreendimentos, no modelo de negócio etc. Também foram incluídos US$ 18,2 bilhões a ser distribuídos, pelas diferentes áreas, na cadeia de gás natural.

Afinal, os investimentos contínuos em E&P permitem à Petrobras obter os resultados que pavimentam o caminho para se tornar uma das cinco maiores companhias de energia do mundo. Os índices de sucesso exploratório da estatal brasileira parecem demonstrar que ela está gastando bem o seu dinheiro na arriscada área de exploração. Desde o início da década, a companhia tem ampliado sua margem de acerto: o índice de ações bem-sucedidas subiu de 21%, em 2000, para 50% em 2005, depois caiu para 49% em 2006 e alcançou 59% no ano passado.

Um bom resultado, levando-se em consideração que US$ 1 bilhão foi gasto na perfuração de poços de testes em Tupi. O primeiro poço custou US$ 240 milhões e levou um ano para ser finalizado. “Os últimos foram feitos em 60 dias, a um custo de US$ 60 milhões. E este custo vem caindo”, assegura o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella. “Isso mostra que estamos aprendendo”, conclui.

Os preços crescentes do petróleo acabam por viabilizar esse processo exploratório de alto custo. Mas não é um fator determinante para viabilizar comercialmente os campos da camada pré-sal, de acordo com Álvaro Maia da Costa, assessor técnico da diretoria de E&P da Petrobras. “Quando a Petrobras faz o estudo de viabilidade técnica de um empreendimento não é usado o valor imediato de mercado do óleo, mas sim o custo do óleo para o longo prazo”, explica Maia, que durante anos esteve à frente de importantes pesquisas na área de engenharia do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) e é considerado um dos pais da monobóia, a plataforma circular. Ele reconhece que os custos da perfuração no pré-sal ainda são elevados, entre US$ 40 milhões e US$ 60 milhões. “Mas como há grandes reservas de petróleo no pré-sal, certamente os campos serão viabilizados”, acrescenta.

Mesmo considerando todos esses fatores, assim como o aquecimento da economia mundial, todas as projeções e previsões feitas até então não computavam o fator pré-sal. O presidente da estatal, Sérgio Gabrielli, já o havia antecipado, em novembro de 2007: “Provavelmente, teremos de alterar o orçamento para desenvolver o campo de Tupi”, disse. É isso que tem dominado as apresentações feitas pelos executivos da empresa nos últimos meses.

Imenso potencial – Esse é o único caminho a seguir, uma vez que o pré-sal se apresenta em uma faixa com 800 quilômetros de potencial, estendendo-se do Espírito Santo até a costa de Santa Catarina. Essa é a opinião de Márcio Rocha Mello, presidente da empresa brasileira de pesquisa geológica HRT Brasil (High Resolution Technology Petroleum). “Basta a Petrobras seguir adiante na exploração, perfurando novos poços no pré-sal”, diz Rocha Mello, que já pertenceu aos quadros da estatal, acrescentando: “O Brasil poderá alcançar o patamar de 50 bilhões de barris de reservas, nas próximas décadas.”

A Petrobras trabalha formalmente com as reservas consolidadas até 31 de dezembro do ano passado – que não computam nenhuma gota de óleo do pré-sal –, avaliadas em 11,7 bilhões de boe, pelo critério da Comissão da Bolsa de Valores Americana (SEC). Deste total, 10,8 bilhões de boe estão em território brasileiro.

A SEC considera como reservas provadas aquelas que demonstram, por meio de produção ou testes de formação conclusivos, ser econômicas, legais e tecnicamente capazes de produzir. Já pelos critérios da Society of Petroleum Engineers (SPE), mais flexíveis, as reservas da estatal seriam de 15 bilhões de boe, dos quais 13,9 bilhões de boe no Brasil.

Mesmo diante da escalada da produção – que há dois anos vem se mantendo acima de 2 milhões de boe/dia –, visando à auto-suficiência (alcançada em 2006, em termos de volume da produção versus demanda), a Petrobras tem tido um dos melhores índices do mundo em reposição de reservas – em 2007, foi de 134,6%, pelo critério SEC, e 123,6%, pela metodologia da SPE, e a relação reserva/produção ficou em 19,6 anos, segundo o critério SPE.

Para se ter uma idéia, entre 2002 e 2007, as novas descobertas da Petrobras somaram 13 bilhões de boe: 3,8 bilhões de reservas provadas; 4,5 bilhões de reservas prováveis e possíveis e outros 5,7 bilhões ainda em avaliação, não contabilizando Júpiter, Carioca e outros do pré-sal. Tupi provocou grandes alvoroços, no Brasil e no exterior, pois a BG, sócia da Petrobras neste e em outros quatro blocos no pré-sal, já antecipara o potencial do campo seis meses antes de a Petrobras fazer o anúncio oficial. Apenas não deu nome aos bois.

A descoberta de gás natural e condensado em Júpiter fez aumentar as expectativas em torno da ambicionada auto-suficiência de gás natural: o Credit Suisse calculou que as reservas de gás e condensado podem ser de 28 a 45 trilhões de pés cúbicos (TCF) de gás natural – 792,4 milhões a 1,3 bilhão de metros cúbicos –, caso o campo seja das proporções de Tupi. Se comprovadas, o Brasil teria a segunda maior reserva de gás da América do Sul, atrás apenas da Venezuela, que tem quase 200 trilhões de pés cúbicos (TCF) de reservas de gás natural.

A Petrobras, que já perfurou sete poços no pré-sal da Bacia de Santos e tem três outras perfurações em andamento, incluindo a reentrada em Júpiter, prefere esperar novos resultados sobre Carioca e Júpiter antes de falar algo mais sobre o assunto. O entusiasmo inicial do diretor de Exploração e Produção, Guilherme Estrella, deu lugar ao comedimento nas declarações. “Tupi, sem dúvida, é um marco na história da indústria petrolífera no Brasil. Mas precisamos avaliar com muito cuidado todas as descobertas do pré-sal, pois são necessárias várias etapas para termos uma avaliação mais adequada das reservas existentes.”

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