A Petrobras acredita que a área do entorno de Iara, que será uma das regiões cedidas onerosamente pelo governo para a companhia, tem possibilidades de unitização com a atual concessão de Iara, na bacia de Santos, no litoral do Rio de Janeiro.
"Os blocos de que temos mais informações são Iara e Franco. Sobre os outros não temos informações completas", disse o presidente da estatal, José Sergio Gabrielli, em teleconferência com analistas. "Analisamos Franco como um projeto de longo prazo e Iara como uma possibilidade de unitização com a atual concessão de Iara", acrescentou.
Gabrielli explicou ainda que para os projetos das sete áreas abarcadas pelos contratos de cessão onerosa anunciados ontem a taxa de retorno utilizada foi de 8,83% ao ano, com preços em dólar real e constantes.
Para o executivo, sinergias e reduções de custos operacionais conseguidos com o apoio das operações da companhia já existentes nas bacias de Santos e Campos poderão contribuir para aumentar a taxa de retorno estipulada.
"Tem pelo menos duas grandes áreas que podem gerar valores adicionais", afirmou Gabrielli. O diretor financeiro e de relações com investidores da empresa, Almir Barbassa, fez questão de frisar que um "princípio basilar" dos contratos fechados com a União é a garantia de risco zero na exploração. Segundo ele, a Petrobras poderá trabalhar até atingir o limite de 4,999 bilhões de barris de óleo equivalente.
Gabrielli explicou que o governo terá que ser informado com antecedência de três anos antes que o limite de produção em um campo seja atingido.
"O governo terá que nos informar o que fará, se vai parar ou não. O excedente não será da Petrobras, será do governo", disse Gabrielli.
Barbassa lembrou ainda que no balanço do terceiro trimestre da companhia já vai aparecer o direito adquirido da empresa de produzir 5 bilhões de barris, que representam 35% do total das reservas que a Petrobras, mas que só poderão ser considerados como parte integrante das reservas depois da declaração de comercialidade, prevista para acontecer em até quatro anos.
Pelo projeto de exploração e produção dos campos cedidos na cessão onerosa, a Petrobras exigirá 37% de conteúdo local na fase de exploração e 65% na fase de desenvolvimento da produção. Para o primeiro óleo, o conteúdo local exigido para o que entrar em produção até 2016 será de 55%, com 58% para o que iniciar entre 2017 e 2018 e 65% para os projetos que começarem a produzir depois de 2019.
Questionado sobre o custo desses projetos, Gabrielli afirmou que ainda não há uma definição de valores, apenas estimativas feitas pela companhia certificadora De Golyer McNaughton, contratada pela estatal para certificar as reservas envolvidas na cessão onerosa. O executivo disse ainda não poder afirmar se haverá deslocamento de recursos de outros projetos para a cessão onerosa.
"É uma possibilidade [que os investimentos anteriores fiquem mantidos], mas não posso nem dizer isso, porque pode ser também que alguns projetos que temos sejamos deslocados no tempo. Não os prioritários, evidentemente, mas projetos menores", destacou Gabrielli.
