Perspectivas sobre a rodada de licitações de Libra e as alternativas de investimentos em exploração e produção de óleo e gás

TMRio2016

Visão geral e sumárioA exploração petrolífera no Brasil entrará em uma nova fase a partir de 21 de outubro. A primeira rodada exclusiva de licenciamento do pré-sal oferecerá um Contrato de Partilha de Produção (CPP) para o prospecto de Libra em águas profundas. Trata-se da maior descoberta do tipo no País caso se confirme a estimativa da Agência Nacional do Petróleo (ANP) de reservas recuperáveis entre 8 e 12 bilhões de barris.

Essa vai ser a primeira oportunidade de participação na licitação de uma nova área do pré-sal desde o anúncio do campo de Lula (ex-Tupi), em 2007. Outra novidade é o próprio modelo de CPP, que foi criado de acordo com o novo marco regulatório para o pré-sal e será testado pela primeira vez.1

Visão dos investidoresA indústria mundial de petróleo e gás vem encontrando dificuldades com o declínio da produção nos campos existentes. Apesar do crescimento modesto na demanda global de petróleo e gás, o déficit no fornecimento futuro – ou “lacuna na produção” – pode chegar a 30-40 milhões boe/d até 2020.

Para que as empresas nacionais e internacionais de petróleo enfrentem essa carência potencial, terão de investir pesadamente na exploração e produção de petróleo e gás. Os investimentos globais

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nesse setor estão pulverizados em cinco “temas”, conforme indicados no gráfico:

Estes temas têm sido objeto de reflexão para diferentes grupos de investidores e players, cada um focado em posicionamentos estratégicos específicos que direcionam distintas análises de alternativas e apetite ao risco. Vale ressaltar que o campo de Libra e o pré-sal brasileiro não são as únicas alternativas de investimento da indústria, que considera outras opções tendo em vista a diversidade de temas e oportunidades expostos acima. Libra competirá com outros grandes projetos em águas profundas, como os do Golfo do México, da África Ocidental ou da Margem Equatorial Atlântica, ou mesmo com os megaempreendimentos emergentes envolvendo gás da África Oriental.

Nesse contexto, o ambiente regulatório, os riscos associados, a interação com parceiros, fornecedores e órgãos governamentais são elementos que pesam nas decisões dos diferentes players:

a) IOC Supermajors: As chamadas Supermajors declinaram recentemente de participar do leilão de Libra. Apesar de uma certa surpresa no mercado, essa decisão já era esperada. Em conferência realizada pela EY com investidores em Houston, em janeiro de 2012, já pudemos identificar algum desconforto de alguns desses players com o viés nacionalista do marco regulatório brasileiro. Este fato, associado a condições econômicas não tão favoráveis e aos riscos já clássicos de operações no Brasil, formaram elementos relevantes que levaram as Supermajors a não participar do processo.

b) National Oil Companies (detentoras de reservas e demandantes por novas reservas): Neste caso, em contraponto a questões operacionais e regulatórias, o acesso e detenção de reservas se mostram elementos estratégicos importantes, notadamente para os players asiáticos.

c) Independent Oil E&P Companies e regionais integradas e locais: Podem buscar atuar em parcerias e consórcios, dado a magnitude dos investimentos e riscos operacionais e regulatórios associados.

Análise dos investidoresOs gastos com exploração e produção de petróleo e gás apresentam um novo perfil. Especialmente no caso das empresas internacionais, os investimentos vêm gradualmente migrando dos ativos de vida útil longa – como LNG, óleo e gás de xisto, e areia betuminosa – para aqueles com retornos potencialmente mais altos, especialmente em águas profundas.

Também está diminuindo ligeiramente nos últimos anos o investimento global em exploração e produção de petróleo e gás, segundo analistas da Morgan Stanley, que apontam uma média anual pouco acima de 5% até 2020. Os gastos totais em exploração e produção tendem a migrar dos projetos em terra para aqueles em alto-mar. Os gastos contabilizados em 2012 com projetos onshore, segundo a Morgan Stanley, corresponderam por 64% do total de investimentos em exploração e produção em 2012 e deverão crescer cerca de 3% ao ano, enquanto que os projetos offshore deverão aumentar mais de 8%. No segmento offshore, o crescimento dos gastos em projetos em águas profundas deverá ser especialmente significativo, com média de 9% ao ano entre 2012 e 2020.2

Produção por poço (000 b/d)

<4 4-6 6-8 8-10 10-12 12-14 14-16 16-18 18-20 20-22 22-24 >24

$/bbl

<$60 -26,7% -15,9% -9,6% -6,3% -4,3% -2,6% -1,5% -0,9% -0,3% 0,2% 0,7% 1,1%

$60-80 -26,5% -12,9% -7,5% -4,7% -2,9% -1,5% -0,5% 0,0% 0,5% 0,9% 1,3% 1,7%

$80-100 -19,4% -8,9% -4,7% -2,5% -1,1% 0,0% 0,7% 1,1% 1,5% 1,9% 2,2% 2,4%

$100-120 -15,0% -6,3% -2,9% -1,1% Bid 0,9% 1,5% 1,9% 2,2% 2,5% 2,7% 2,9%

$120-140 -11,9% -4,6% -1,7% -0,2% 0,8% 1,6% 2,1% 2,4% 2,6% 2,9% 3,1% 3,3%

$140-160 -9,6% -3,3% -0,8% 0,5% 1,4% 2,0% 2,5% 2,7% 3,0% 3,2% 3,3% 3,5%

>$160 -5,9% -1,2% 0,7% 1,7% 2,3% 2,8% 3,1% 3,3% 3,5% 3,7% 3,8% 3,9%

Exploração e produção de petróleo e gás

Petróleo e gás convencional: Onshore/Offshore

Desenvolvimento de recursos de xisto em terra (especialmente o gás xisto e o óleo de xisto)

LNG

Águas Profundas

Areia betuminosa

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Quanto ao valor que as empresas irão colocar em seus envelopes para a licitação de Libra, este se refere primordialmente ao fator lucro em óleo e retornos potenciais:

Lucro em óleo - O que sobrar após o custo em óleo é chamado de óleo excedente ou lucro em óleo, que é dividido entre os sócios do consórcio e o governo. A parte do governo no lucro em óleo – ou seja, a participação do governo – é o único fator determinante na rodada de Libra, com a exigência mínima de 41,65%. O nível base da licitação presume que o preço do petróleo esteja entre $ 100-120/barril (método Brent) e que a produtividade do poço seja de 10.000-12.000 barris por dia. A participação real do governo variará a partir do nível base da licitação, em uma escala móvel que consiste na função do preço do petróleo e da produtividade do poço. Esse mecanismo proporciona mais alavancagem ao governo, preços de petróleo mais altos e/ou maior produtividade do poço aumentarão a receita do governo. Por outro lado, preços mais baixos e/ou produção menor reduzirão a receita do governo.

Por exemplo, com uma licitação base teórica de 50% de participação do governo (presumindo-se preços no modelo Brent entre $ 100-120 por barril e produtividade do poço entre 10-12 kb/d), se os preços de petróleo reais estiverem entre $ 120-140/bbl e a produtividade do poço entre 20-22 kb/d, o governo ficará com 52,9% (50% + 2,9%). Por outro lado, se os preços do petróleo estiverem entre $ 80-100, e a produtividade estiver entre 4-6 kb/d, a participação do governo será de 41.1% (50% - 8,9%).

A empresa petrolífera/consórcio paga 34% de imposto de renda sobre sua parte do lucro em óleo. Além disso, a parte do governo na economia do petróleo é significativamente maior no modelo do CPP do que no regime de concessão atual, sobrando menos para os sócios do consórcio e piorando o perfil de retorno, de uma forma geral. As taxas internas de retorno (TIRs) sob o regime do CPP de Libra serão, sem dúvida, menores do que as do modelo de concessão atual. Por exemplo, os analistas do Credit Suisse estimam que o preço de equilíbrio do petróleo para um retorno de 10% a 15% deverá subir dos $ 43-60/bbl previstos no modelo de concessão para, no mínimo, $ 35-75/bbl no modelo do CPP, com cerca de 40% de participação base do governo. Se a concorrência for alta e o óleo excedente for ofertado ao governo à taxa de 70%, os preços do petróleo teriam de permanecer na faixa de $ 109/bbl para Libra a fim de se obter retorno de 15%.3

Retornos potenciais - Ao mesmo tempo, conforme levantado pelo Credit Suisse, se Libra não contiver a base de 8,5 bilhões de barris, os preços do petróleo permanecerem entre $ 90-100/bbl e a concorrência na rodada de licitações for alta, mas razoável – ou seja, mantida a participação do governo entre 50% e 70% –, as TIRs poderiam variar entre 13% e 19%. Conforme destacado pelo Credit Suisse, as TIRs não são números absurdamente altos, mas razoavelmente decentes, considerando que se trata de um projeto de capital bastante intensivo, com estimativa de investimentos totais de cerca

1. IHS World Markets Energy, “O Brasil divulga o novo contrato CPP a ser usado em rodada exclusiva do pré-sal,” 10 de julho de 2013

2. Pesquisa da Morgan Stanley “Revisão dos Gastos Globais em Exploração e Produção de Petróleo e Gás”, 30 de maio de 2013

3. Pesquisa do Credit Suisse “Libra: não é tão ruim quanto se pensa”, 22 de julho de 2013

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de USD 100 bilhões. A instituição acrescenta que a média do retorno sobre capital investido bruto (ROGIC) no setor de exploração e produção de petróleo e gás tem sido de 12% desde 2009. Portanto, as expectativas de um retorno de mais de 13% devem ser razoavelmente atraentes.4

Porém, deve-se considerar que as empresas nacionais e internacionais, quando tomam decisões de investimento, têm escolhas e alternativas. É provável que elas comparem a oportunidade em Libra com outras possibilidades, julgando também os seguintes fatores para compor o valor a ser ofertado:

Riscos de recursos - Os possíveis investidores avaliarão os riscos comparáveis dos próprios recursos potenciais. Dentre eles estão inclusos os riscos geológicos da bacia ou do prospecto – por exemplo, águas ultraprofundas, camadas pós e pré-sal, formações compactas e/ou complexas. Como observado anteriormente, o prospecto de Libra é potencialmente grande, na indústria de óleo e gás nacional e global. Magda Chambriard, diretora-geral da ANP, declarou que as reservas de Libra poderiam somar quase dois terços das atuais reservas comprovadas de petróleo no Brasil, com produção que atingiria 1 milhão b/d. Para comparação: a produção atual de petróleo no Brasil é de aproximadamente 2,2 milhões b/d.5 Esses riscos também podem incluir aqueles que ocorrem acima do solo, como infraestrutura – ou a falta dela –, segurança, questões trabalhistas e sociais, corrupção, bem como possíveis atrasos causados por forças da natureza.

Criação potencial de valor - Há também questões de escala. As petrolíferas internacionais de grande porte (IOCs) precisam de grandes projetos com impacto significativo na produção, reservas e lucratividade. Nesse caso, o tamanho do recurso potencial é importante. Mais uma vez, as estimativas preliminares dos recursos potenciais de Libra certamente chamaram a atenção do setor.

Pressão da inflação sobre o custo - A pressão do custo de equipamentos, serviços e mão de obra locais pode influenciar as decisões de investimento. Na Austrália, onde a maioria dos megaprojetos de gás sofre a pressão do aumento de custo, houve reavaliação ou reestruturação de muitos deles, intensificando a preocupação do setor com a inflação potencial do projeto/custo.

Devido à fila de projetos existentes no Brasil e aos padrões relativamente altos do conteúdo local, há a preocupação de que a pressão do escalonamento dos custos poderia aumentar muito no País, com impacto sobre os potenciais retornos. Especialmente em relação aos navios de perfuração e às unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs).

Ambiente regulatório mais abrangente - Por fim, e mais importante, os investidores avaliarão o ambiente e a possibilidade de interferência política. Também observarão os termos contratuais gerais, inclusive bônus, fração do governo, impostos e conteúdo local, juntamente com as questões regulatórias – como as que envolvem segurança e meio ambiente.

A questão mais importante dessas considerações é o grau de participação do governo, determinado quase sempre em

função do tamanho e da certeza dos recursos – em outras palavras, a chance de encontrar reservas substanciais. Por exemplo, as bacias na maior parte do Oriente Médio são grandes e invariavelmente certas. Dessa forma, a participação do governo – onde essa participação é permitida – tende a ser muito alta. Na Líbia, por exemplo, pode atingir 90%. O Credit Suisse estima que, se a taxa vencedora do leilão na rodada de Libra exceder 70%, a participação total do governo poderia se aproximar dos níveis do Oriente Médio. Por outro lado, taxas mais modestas seriam comparáveis às da maioria dos projetos em águas profundas da África Ocidental, mas ficariam bem acima da participação do governo americano nos contratos de concessão do Golfo do México.6

O pagamento relativamente alto de bônus no modelo de Libra – que não depende do desempenho, como acontece em muitos CPPs – pode também representar um desincentivo para algumas empresas. Tetos de custo em CPPs não são incomuns, mas o teto de Libra é considerado baixo em comparação com outros CPPs recentes, como os do Curdistão e de boa parte da África. Da mesma forma, os padrões de conteúdo local do Brasil costumam ser menos flexíveis do que em outros CPPs, e os esforços mínimos de trabalho são definidos mais em termos de ações específicas do que em termos de investimentos, que é a forma mais comum.7 O controle operacional obrigatório pela Petrobras também pode diminuir a atratividade de Libra aos olhos dos sócios/investidores potenciais com apetite maior pelo controle operacional, ou dos investidores que temem que a Petrobras tenha ainda mais poder sobre o segmento, em vista de seu desenvolvimento atual e estimado.

Desafios de Libra e do pré-sal brasileiroNão apenas Libra, mas toda a nova fronteira exploratória do pré-sal brasileiro, trazem desafios superlativos, proporcionais ao tamanho da oportunidade.

No estudo Brasil Sustentável - perspectivas dos mercados de petróleo, etanol e gás, desenvolvido pela EY, em parceria com a FGV, já ressaltávamos os principais desafios do pré-sal brasileiro, conforme descrito no radar de riscos exposto a seguir:

Radar: Os dez principais desafios do pré-sal

Conteúdo local

Legislação tributária

Volume de investimentos

Marco regulatório

Desafios e custos operacionais

Projetos de capital

Inovação tecnológica

Déficit de capital humano

Preocupações sociambientais

Infraestrutura e gargalos logísticos

Sustentabilidade

Questões legais e financeiras

TecnologiaGestão e operações

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O detalhamento desses riscos pode ser analisado no relatório Brasil Sustentável (http://www.ey.com/BR/pt/Issues/Driving-growth).

No entanto, especificamente para Libra, existem alguns elementos adicionais que devem ser elemento de reflexão por parte dos investidores:

Recuperação de custo - O piso de recuperação de custo é relativamente baixo, considerando-se os custos mais altos envolvidos. A participação automática de 30% e o controle operacional da Petrobras, além do envolvimento de uma nova estatal, a PPSA, significam que os participantes da próxima rodada deverão estar preparados para um risco maior de intervenção governamental do que o verificado nos projetos existentes no Brasil.

Pagamentos de bônus - O controle de 30% de Libra por parte da Petrobras significaria um pagamento de bônus de BRL 4,5 bilhões – aproximadamente USD 2 bilhões. Embora a Petrobras tenha afirmado possuir capital suficiente para adiantar o pagamento do bônus de assinatura, alguns analistas/investidores acreditam que o leilão poderia pressionar o balanço patrimonial e o fluxo de caixa livre da empresa, o que, combinado com a atual depreciação do real, teria impacto negativo sobre os resultados. Outros analistas/observadores ressaltam, no entanto, que o pagamento do bônus é relativamente baixo no contexto total do programa de investimentos da empresa.

Participação do governo - A participação governamental mínima de 41,65% presume que o preço do petróleo esteja entre $ 100-120/bbl e a produção por poço entre 10-12 kb/d. Níveis mais altos do preço do petróleo e da produtividade do poço implicariam automaticamente uma participação maior do governo, que é a base do conceito do CPP – aumento da participação do governo na economia e maior alavancagem para o País em um cenário favorável de preços e produção elevados.

Objetivos estratégicos conflitantes dos sócios - Os sócios potenciais do consórcio poderiam ter objetivos estratégicos que conflitassem com os dos acionistas da Petrobras. Particularmente, os sócios potenciais da petrolífera nacional (NOC) podem estar dispostos a sacrificar retornos – ou seja, por meio de uma oferta mais alta, o que significa uma participação maior do governo brasileiro – para garantir o suprimento, onerando a Petrobras com os mesmos retornos baixos. De fato, o prospecto de Libra pode ser especialmente atraente para as NOCs, que preferem minimizar o risco de exploração.

PPSA - Embora não tenha qualquer participação nos CPPs, a PPSA terá 50% do voto e poder de veto sobre algumas decisões no comitê operacional. Seu objetivo principal é auditar custos e desenvolver planos para impedir que haja desalinhamento de informações entre as empresas e o governo, mas o poder de veto da PPSA é uma potencial fonte de preocupação por parte dos investidores e dos sócios dos consórcios. Sabe-se, no entanto, que a PPSA não tem poder de veto sobre decisões tomadas na fase de exploração do projeto.

Condição de operador - Com relação à condição de operador, há preocupação com os mandatos adicionais de

operador para a Petrobras e medo do desgaste do operador potencial, ou simplesmente com a possibilidade de a Petrobras se sobrecarregar com uma longa fila de projetos de desenvolvimento. A condição de operador pode acarretar responsabilidades desproporcionais e despesas operacionais maiores em troca da chance de exercer controle maior sobre os projetos, o que normalmente melhora o custo-benefício para os bons operadores. Além disso, pode trazer a oportunidade de aumentar a reputação perante os governos-sede e os sócios – um equilíbrio difícil de alcançar.

A condição de operador proporciona controle maior sobre a execução durante todo o ciclo do projeto, desde a FEED até a construção e produção. O operador tem ainda a possibilidade de escolher o conceito de desenvolvimento/design, que traz um impacto significativo sobre o cronograma e os custos de um projeto. Naturalmente, as empresas investem tempo e recursos humanos em números consideravelmente menores no monitoramento de projetos não operacionais do que em projetos operacionais. Os não operadores honram a sua parte do capital e dos custos operacionais em troca do direito de receber sua parte na produção e na receita. E, como o vazamento da Deepwater Horizon mostrou a duras penas, a condição de operador implica responsabilidade no caso de acidentes, com o risco dessas responsabilidades serem substancialmente maiores do que a participação dos operadores no desenvolvimento.

Sobre a licitação de LibraO edital de licitação e a minuta do CPP para a rodada de licitação de Libra foram divulgados pela ANP em 9 de julho de 2013. O bônus de assinatura recorde do modelo de CPP proposto, bem como o piso relativamente baixo de recuperação de custo, reflete a confiança do governo de que a atratividade dessa área compensará os desafios técnicos. Isso demonstra também o desejo do governo brasileiro de obter rendimentos logo no início do projeto. No entanto, os custos de exploração e desenvolvimento do pré-sal são normalmente mais altos do que nos projetos convencionais.

Além disso, a participação automática da Petrobras e a possível delegação de alguns controles operacionais à nova estatal, PPSA (ex-Pré-Sal Petróleo), podem significar que os sócios estrangeiros terão de aceitar termos menos favoráveis. O prospecto de Libra está localizado na área do pré-sal da Bacia de Santos, em uma profundidade de aproximadamente 2 mil metros, próximo às descobertas já existentes de Lula, Sapinho, Franco e Iara. Libra pertencia originalmente a um bloco cedido. O prospecto de Libra já foi parte do bloco de concessão BS-4 na Bacia de Santos, que era operada pela Royal Dutch Shell. Em 2001, a empresa perfurou um poço visando à seção pós-sal, mas encontrou um poço seco e renunciou à concessão.

4. Pesquisa do Credit Suisse “Libra: não é tão ruim quanto se pensa”, 22 de julho de 2013

5. Roadshow da ANP “Oportunidades de Investimento no Setor de Petróleo e Gás do Brasil e a Primeira Rodada do Pré-sal”, julho de 2013

6. Pesquisa do Deutsche Bank “Petróleo e Gás para Iniciantes”, 25 de janeiro de 2013

7. Vinson & Elkins LLP, “A ANP publica minuta de CPP para a rodada do pré-sal,” 15 de julho de 2013

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A Gaffney, Cline & Associates (GCA, atualmente pertencente à Baker Hughes, Inc.) reviu e avaliou dez prospectos do pré-sal na Bacia de Santos em 2010, incluindo Libra. A empresa indicou um petróleo original no local (OOIP) estimado em 16,3–52,5 Bbbl, com fator de recuperação mais provável de 25% – ou seja, a melhor estimativa seria de 7,91 Bboe de volume recuperável.

O potencial do pré-sal de Libra foi confirmado pela ANP nove anos após a Shell ter renunciado ao bloco, quando as descobertas do pré-sal em outros pontos da Bacia de Santos fizeram com que a agência reguladora perfurasse um poço estratigráfico na área de Libra. Como o primeiro poço apresentou problemas mecânicos, foi perfurado um poço substituto com 6 mil metros de profundidade, onde foi encontrado óleo de qualidade mediana (27º API). Em 2012, a CGGVeritas concluiu novo levantamento sísmico cobrindo uma área de aproximadamente 3 mil quilômetros quadrados na área de Libra. A recente interpretação de dados sísmicos em 3D pela ANP e a conclusão do teste em poço 2-ANP-2ª (326,4 m de coluna de óleo) levaram a agência reguladora a estreitar a faixa de OOIP para 26-42 Bbbl, com um fator de recuperação mais provável de aproximadamente 30% e um volume recuperável estimado em 8-12 bilhões de barris de petróleo para Libra.8

O mais importante é que a estrutura da rodada de licitações de Libra será diferente das rodadas anteriores da ANP. Nas rodadas anteriores, o bônus de assinatura (40% de peso), o conteúdo local (20% de peso) e o programa exploratório mínimo (40% de peso) eram critérios usados para determinar as licitações vencedoras. Na próxima rodada de Libra, esses fatores serão fixos e não farão parte da licitação, devendo a porcentagem do petróleo excedente ou de lucro oferecida ao governo ser o único fator da licitação.

Devido ao alto interesse do setor na rodada de licitações do pós-sal concluída no início deste ano, a ANP está prevendo igual interesse no prospecto de Libra.9

Principais termos do CPPBônus de assinatura - Haverá um bônus de assinatura fixo de BRL 15 bilhões – aproximadamente USD 7 bilhões nas taxas de câmbio atuais. Embora o bônus seja relativamente alto para os padrões do setor, o que em teoria poderia limitar a concorrência na licitação, deve-se ressaltar que, ao contrário da maioria das rodadas de licenciamento em todo o mundo em que são oferecidas áreas para exploração, a rodada de Libra oferece um prospecto com descoberta confirmada de petróleo. Em Libra já foi perfurado um poço, onde foram encontradas formações de petróleo similares às de outras áreas do pré-sal de destaque nas proximidades.

Regime fiscal - Conforme o novo CPP, os detentores do contrato pagarão royalties mais altos que os das concessões existentes – 15% em vez de 10% –, mas não será cobrado o imposto de participação especial incidente em campos maiores cobertos por contratos de concessão. Deverão ser pagos os royalties sobre qualquer produção obtida no teste de longo prazo, bem como na etapa de desenvolvimento. Os detentores de CPP deverão pagar ainda imposto de renda com a mesma alíquota (34%) incidente sobre

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os contratos de concessão. Há ainda os impostos adicionais, como os estaduais, além de 1% para pesquisa e desenvolvimento. Ao contrário dos contratos anteriores, o novo CPP não inclui uma cláusula de estabilidade fiscal.

Participação do governo - Conforme o novo modelo de contrato, a petrolífera estatal Petrobras será a operadora, com uma participação automática de 30%. No entanto, a Petrobras poderá obter uma participação maior se sua proposta for bem-sucedida na rodada de licitações. As outras empresas do consórcio devem ter uma participação mínima de 10%. A nova empresa estatal PPSA, ex-Pré-Sal Petróleo, terá o direito de nomear metade do conselho de administração da nova JV, inclusive o presidente, além de ter poder de veto em algumas decisões.

Custo em óleo - No regime de CPP, a empresa/consórcio recupera o valor investido para deixar o campo operacional – ou seja, seus investimentos e custos operacionais – por meio do chamado custo em óleo. Haverá um teto não negociável de recuperação de custo de 50% nos dois primeiros anos e de 30% após esse período. Os custos dedutíveis incluem os equipamentos adquiridos para as atividades de exploração. No entanto, o modelo de contrato prevê que os impostos não estão incluídos no cálculo do custo em óleo.

Conteúdo local - O percentual mínimo de conteúdo local exigido durante a fase de exploração será de 37%, 15% durante o teste de longo prazo, 55% na etapa de desenvolvimento até 2021 e 59% após 2022. Essas “metas globais” são fixas, devendo-se pagar uma multa em caso de não cumprimento. O contrato modelo oferece, no entanto, alguma flexibilidade com relação à forma como essas metas gerais serão cumpridas. Ele estabelece submetas para itens de equipamentos/serviços em separado, desde bocas de poço e linhas de escoamento a fretamento de plataformas e serviços de engenharia. As exceções aos requisitos de conteúdo local podem ser obtidas na ANP sob determinadas circunstâncias, tais como a impossibilidade de fornecimento do equipamento necessário por fornecedores

locais ou a prática de preços excessivamente altos. Se os requisitos de conteúdo local mínimo forem excedidos durante a fase de exploração, é possível transferir pontos para a etapa de desenvolvimento. Há um número ligeiramente menor de requisitos de conteúdo local em comparação com os estabelecidos na última rodada de licenciamento no Brasil, com exigências menores de conteúdo local na fase da exploração. Isso reflete, de forma geral, os desafios tecnológicos da perfuração em águas profundas, abaixo da camada de sal.10

Fase de exploração - A fase de exploração mínima é de quatro anos, podendo ser prorrogada. O programa exploratório mínimo consistirá da aquisição de 1.547 km2 de levantamentos sísmicos 3D e perfuração de dois poços de exploração.

Considerações FinaisO modelo proposto para a rodada de licitações de Libra é único. Tem a simplicidade de um único número – o percentual de lucro do governo com petróleo –, o que essencialmente reflete os prospectos, complexidades e desafios de uma das maiores fontes não desenvolvidas de petróleo e gás.

O resultado e a execução deste processo licitatório serão marcantes para o posterior desenvolvimento dos demais campos do pré-sal, podendo inclusive ocasionar eventuais alterações futuras no arcabouço regulatório, dependendo do que vier a ser observado.

Contato

Carlos Assis Sócio do Centro de Energia e Recursos Naturais +55 21 3263 7117 carlos.assis@br.ey.com

8. Pesquisa da Morgan Stanley “Nosso Modelo Interativo Libra”, 20 de junho de 2013

9. Pesquisa do Credit Suisse “Libra: não é tão ruim quanto se pensa”, 22 de julho de 2013

10. Pesquisa do Credit Suisse “Libra: não é tão ruim quanto se pensa”, 22 de julho de 2013

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