Para cada US$ 1 por barril de redução no custo de operação ou de investimento na produção de óleo do pré-sal, a Petrobras ganha US$ 20 bilhões, calcula o diretor financeiro, Almir Barbassa. A conta é feita considerando-se a existência de 20 a 30 bilhões de barris no "cluster" de Tupi, como a Petrobras chama a área onde estão as grandes descobertas na bacia de Santos, incluindo algumas ainda sem estimativa oficial de reservas, como Carioca, Bem-Te-Vi e Júpiter.
"Temos ali todas as áreas de concessão, algumas nem plenamente identificadas. Só os campos de Tupi, Iara e Guará têm de 10 a 15 bilhões de barris, mais os 5 bilhões que a gente adquiriu, mais o potencial [adicional] na área, estamos falando de 20 a 30 bilhões de barris de petróleo numa área praticamente confinada, uma área concentrada", enumera Barbassa.
De olho em novas tecnologias, a Petrobras envolveu uma rede formada por 120 universidades locais e grandes empresas estrangeiras que se instalaram no Brasil para investir na pesquisa para desenvolvimento de novos materiais e processos para produzir em águas profundas e tão longe da costa.
Estão sendo testados processos para separação de água e óleo no fundo do mar (que hoje precisam ser levados até a plataforma para ser separados) e novas técnicas de bombeio que poderão reduzir drasticamente o custo de construção das plataformas. Isso porque quando esses equipamentos puderem ser instalados no fundo do mar, o peso das plataformas será muito menor.
Também visando eficiência, Barbassa admite que a Petrobras pode dar prioridade à exploração na área da cessão onerosa dos 5 bilhões de barris, uma vez que sobre o óleo a ser retirado da região não há incidência de Participação Especial, o que significa mais caixa. Isso não significa, diz ele, que essa exploração reduzirá investimentos voltados para áreas do pré-sal onde a companhia tem sócios, como Tupi, mas que pode ter preferência ante projetos não iniciados na bacia de Campos, por exemplo.
Em relação ao custo, o diretor financeiro da companhia avisa que está disposto a fazer com as refinarias o mesmo que ocorreu durante a fase de negociação das plataformas P-55 e P-57, que foram contratadas em 2008 depois do cancelamento da licitação e renegociação de preços para que se alcançasse um valor considerado justo. "Com essa experiência, vamos perguntar aos fornecedores: 'Por que seu preço é tão alto? É porque eu pedi dessa e dessa forma? O que é possível fazer para manter a segurança e reduzir o custo?'", exemplifica. (CS e FT)
"Temos ali todas as áreas de concessão, algumas nem plenamente identificadas. Só os campos de Tupi, Iara e Guará têm de 10 a 15 bilhões de barris, mais os 5 bilhões que a gente adquiriu, mais o potencial [adicional] na área, estamos falando de 20 a 30 bilhões de barris de petróleo numa área praticamente confinada, uma área concentrada", enumera Barbassa.
De olho em novas tecnologias, a Petrobras envolveu uma rede formada por 120 universidades locais e grandes empresas estrangeiras que se instalaram no Brasil para investir na pesquisa para desenvolvimento de novos materiais e processos para produzir em águas profundas e tão longe da costa.
Estão sendo testados processos para separação de água e óleo no fundo do mar (que hoje precisam ser levados até a plataforma para ser separados) e novas técnicas de bombeio que poderão reduzir drasticamente o custo de construção das plataformas. Isso porque quando esses equipamentos puderem ser instalados no fundo do mar, o peso das plataformas será muito menor.
Também visando eficiência, Barbassa admite que a Petrobras pode dar prioridade à exploração na área da cessão onerosa dos 5 bilhões de barris, uma vez que sobre o óleo a ser retirado da região não há incidência de Participação Especial, o que significa mais caixa. Isso não significa, diz ele, que essa exploração reduzirá investimentos voltados para áreas do pré-sal onde a companhia tem sócios, como Tupi, mas que pode ter preferência ante projetos não iniciados na bacia de Campos, por exemplo.
Em relação ao custo, o diretor financeiro da companhia avisa que está disposto a fazer com as refinarias o mesmo que ocorreu durante a fase de negociação das plataformas P-55 e P-57, que foram contratadas em 2008 depois do cancelamento da licitação e renegociação de preços para que se alcançasse um valor considerado justo. "Com essa experiência, vamos perguntar aos fornecedores: 'Por que seu preço é tão alto? É porque eu pedi dessa e dessa forma? O que é possível fazer para manter a segurança e reduzir o custo?'", exemplifica. (CS e FT)
