Por José Valter Martins de Almeida, da RC Consultores

Entre o fim de 2007, quando se teve as primeiras indicações do tamanho do pré-sal, e 2013 as reservas provadas de petróleo no Brasil cresceram de 14 bilhões de barris para 15,7 bilhões de barris. No entanto, a partir do início da exploração do pré-sal, a produção da Petrobras na bacia de Campos, que é responsável por 79% da produção nacional, começou a declinar. A perda de eficiência na área de exploração e produção fica evidente quando se analisa o resultado separado dessa área da Petrobras. Em 2008 a média da cotação do petróleo Brent ficou em US$ 98, o estoque médio investido em máquinas, equipamentos e poços era em torno de R$ 100 bilhões, o lucro foi de R$ 37,6 bilhões, com retorno de 34% na operação. Os números acumulados em 12 meses até setembro deste ano indicam uma cotação média idêntica do preço do petróleo Brent, o capital investido no segmento de máquinas, equipamentos e poços ficou em R$ 235 bilhões e o lucro em R$ 42 bilhões. O retorno desacelerou para 13% na operação.

A OPEP, em seu relatório anual de previsão mundial sobre petróleo, indica que a demanda mundial por petróleo bruto fique em média 29,2 milhões de barris por dia (bpd) em 2018, queda de 1,1 milhão de bpd ante 2013, por conta do aumento da oferta vindo de fora do grupo de 12 membros, sendo que esse número poderia cair ainda mais 2 milhões de bpd em um cenário mais pessimista. Não há escassez de petróleo e os recursos são abundantes. O boom do xisto nos EUA tem redesenhado o panorama do mercado de petróleo. Diante do forte aumento da oferta de países fora da OPEP, o grupo deverá ter que escolher entre reduzir a sua própria oferta ou aceitar um preço mais baixo com o intuito de levar algumas das concorrentes mais custosas a sair do negócio. Neste cenário o risco Petrobras parece aumentar. A realização de investimentos anuais na casa de US$ 45 bilhões, equivalentes ao dobro da geração de caixa da companhia, exige contínuo aumento do endividamento para fechar a conta.

Ed.320