FUP

A desarticulação do parque tecnológico de petróleo

Mudança nas regras e a redução do papel da Petrobras ameaçam os esforços recentes em pesquisa e inovação

por Paola Azevedo*  publicado na Revista Carta Capital

A participação do setor de petróleo e gás natural no Produto Interno Bruto cresceu de 3% em 2000 para 11% em 2016, segundo a Agência Nacional do Petróleo, especialmente em virtude dos investimentos realizados pela Petrobras, consolidando o setor como vetor crucial no desenvolvimento econômico brasileiro.

Este crescimento e participação expressiva no PIB é resultado, entre outros fatores, de uma trajetória histórica e articulada de investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação que envolve a participação da transnacional pública, universidades, fornecedores e institutos de pesquisa e regulamentações atreladas ao setor, decorrentes desta trajetória e evolução. 

O dinamismo vinculado ao setor de petróleo e gás e a necessidade contínua de vencer desafios tecnológicos torna a PD&I e aquisição de novos conhecimentos essencial para o avanço na produção e exploração em águas profundas e ultraprofundas e para o desenvolvimento do parque tecnológico do País.

Desde sua origem em 1953, a Petrobras estava direcionada para a emancipação da economia brasileira e visava desenvolver o setor petrolífero e propiciar a diminuição da dependência de petróleo, o que foi possível ao longo de mais de seis décadas por meio de investimentos contínuos em PD&I. Estas atividades estavam inicialmente concentradas na Fundação do Centro de Aperfeiçoamento e Pesquisa de Petróleo (1955), e desde 1966 no Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello.

A partir da Lei 9.478/1997, conhecida como Lei do Petróleo, este investimento tornou-se mais amplo em virtude da obrigatoriedade de realização de despesas qualificadas em PD&I. Os leilões de concessão para exploração e produção do petróleo realizados a partir da década de 2000 introduziram uma cláusula de PD&I presente nos contratos para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural que incentiva a pesquisa e a utilização de novas tecnologias para o setor. 

Conforme a ANP, instituída por esta mesma lei, nos contratos de concessão, a cláusula de PD&I determina que os concessionários devem investir 1% da receita bruta da produção dos campos que pagam participação especial em PD&I.

A participação especial é uma compensação financeira extraordinária que deve ser paga pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção. Na exploração dos campos do pré-sal, realizados sob os contratos de partilha de produção e de cessão onerosa, essa cláusula foi preservada.

Nos contratos de partilha, o valor é de 1%, enquanto na cessão onerosa a obrigação é de 0,5% da receita bruta anual dos campos situados nos blocos definidos nos contratos. Tanto a apuração da participação especial quanto o destino dos recursos dela provenientes seguem atualizações e distribuições existentes na legislação.

Partindo desta obrigatoriedade intitulada participação especial, a Petrobras criou em 2006 um novo modelo de parceria tecnológica com as universidades e institutos de pesquisas no Brasil, as redes temáticas e os núcleos regionais, sob a gestão do então presidente José Sérgio Gabrielli, a fim de direcionar esses investimentos obrigatórios de forma articulada e garantir a sustentabilidade do processo de desenvolvimento de PD&I.

Na atualidade a empresa relaciona-se com mais de cem universidades e instituições nacionais de pesquisa por meio deste modelo de parceria tecnológica que é coordenado pelo CENPES e vinculado a todas as áreas da empresa envolvidas com o Sistema Tecnológico da Petrobras, que se caracteriza como a empresa com maior investimento em C&T no País.

A partir da identificação de temas estratégicos na área de petróleo e gás foram formadas redes com instituições distribuídas pelo Brasil. Os investimentos realizados pela empresa permitem às instituições conveniadas a implantação de infraestrutura, criação de laboratórios e aquisição de equipamentos com padrão de excelência, formação e aprimoramento de pesquisadores e recursos humanos e desenvolvimento de projetos de PD&I em cinco grandes áreas, exploração, produção, abastecimento, gás natural, energia e desenvolvimento sustentável e gestão tecnológica, que englobam quarenta e nove redes temáticas.

Os projetos que constituem as redes são desenvolvidos de forma colaborativa entre as instituições reconhecidamente competentes nos temas selecionados. A rede temática é um modelo de relacionamento com as instituições de ciência e tecnologia do Brasil, e por meio do qual a empresa participa do desenvolvimento do parque tecnológico.

Além das redes temáticas, foram criados sete núcleos em regiões de grande atividade operacional da empresa, nas quais há uma instituição de ensino e pesquisa que atua no sentido de atender as demandas tecnológicas peculiares da sua região. Estes núcleos objetivam realizar atividades ligadas à reforma e criação de infraestrutura, formação e capacitação de recursos humanos, desenvolvimento de projetos de PD&I, bem como a prestação de serviços tecnológicos relevantes para o setor. 

Desde o princípio de sua formação, os núcleos atuam no sentido de criar infraestrutura e desenvolver PD&I, fomentando assim o desenvolvimento da região onde estão instalados. Por sua vez, as redes temáticas possibilitam uma distribuição de recursos descentralizada, proporcionando o atendimento de projetos de PD&I e criação de infraestrutura em todo o território brasileiro.

Em conjunto, os núcleos e as redes gerenciam recursos investidos nas universidades e nos institutos de pesquisa, sob a forma de projetos, fortalecem e aperfeiçoam a trajetória histórica de parceria com a comunidade de ciência e tecnologia, bem como fomentam a pesquisa de fronteira no Brasil, especialmente aquelas ligadas à exploração e produção em águas profundas e ultraprofundas. Destaca-se ainda o fortalecimento do setor de Petróleo e Gás por meio do desenvolvimento tecnológico reconhecido em nível mundial, e, sobretudo, a participação ativa no desenvolvimento econômico.

A dimensão da articulação e sistematização do investimento em PD&I da Petrobras pode ser visualizada também por meio dos valores investidos. Conforme a ANP, o valor total acumulado para investimentos em PD&I no período de 1998 até o terceiro trimestre de 2017 foi de 12,9 bilhões de reais, decorrentes de contratos assinados sob o regime de concessão e cessão onerosa.

A Petrobras investiu em torno de 12 bilhões de reais neste período e o restante, 896 milhões de reais, foi proveniente de investimentos de outras empresas petrolíferas. A maior parte dos recursos de outras empresas advêm dos últimos três anos (2015, 2016 e três primeiros trimestres de 2017), que representam mais de 50% do total investido por estas empresas desde 2004, ano da primeira participação. Por outro lado, a Petrobras, que investe em PD&I por meio da participação especial desde 1998, momento em que passou a vigorar a obrigação, reduziu significativamente sua participação nos últimos três anos em comparação aos anos anteriores.

Em 2014, o volume total de obrigações geradas pela empresa para PD&I foi de 1,248 bilhão de reais. Em 2015, 2016 e 2017 foi respectivamente de 898 milhões, 713 milhões e 713 milhões. Há fatores conjunturais que afetam diretamente esta participação, entretanto, a mudança de gestão da empresa, de legislação e aumento de participação de outras multinacionais na exploração de petróleo e gás em território brasileiro tem forte impacto nestes resultados.

Na atualidade, 15 empresas petrolíferas têm participação nos campos produtores de petróleo e gás natural que geraram obrigações de investimentos em PD&I. A maior parte destes campos ainda fazem parte da Petrobras. Nos últimos três anos, incluindo os três primeiros trimestres de 2017, ocorreu, porém, o aumento de participação de outras empresas petrolíferas no setor de petróleo e gás brasileiro.

Estas passaram a ter obrigações de PD&I em alguns campos, tais como: 100% da PGN no Campo Gavião Real da bacia sedimentar terrestre da Parnaíba, 45% da Queiroz Galvão, 10% da Brasoil e 10% da Geopark no campo de Manati na bacia sedimentar marítima de Camamu, 50% da Shell, 27% da ONGC e 23% da QPI nos campos de Argonauta e Ostra na bacia sedimentar marítima do Espírito Santo, 80% da Shell no campo de Bijupirá, 60% da Statoil e 40% da Sinochem no campo Peregrino, 100% da PetroRio no campo polvo,  51,7391% da Chevron e 18,2609% da Frade Japão  no campo Frade, 10% da Repsol-Sinopec no campo de Albacora Leste, todos estes na Bacia sedimentar marítima de Campos, 25% da Shell e 10% da Petrogal no campo Lula, e 30% da Shell e 25% da Repsol-Sinopec no campo Sapinhoá, ambos campos situados na bacia sedimentar marítima de Santos.

Embora o investimento em PD&I seja indiscutivelmente relevante e essencial para o desenvolvimento de tecnologias e fortalecimento do setor de petróleo e gás no Brasil, na prática esta mudança na alocação de recursos de obrigação decorrente do aumento de participação de outras empresas no setor de petróleo e gás e a redução da participação da Petrobras apresentadas anteriormente podem se tornar uma ameaça. Isto, pois, o desenvolvimento das tecnologias de fronteira, especialmente aquelas vinculadas ao pré-sal, e a posição de destaque em nível internacional alcançada pelo Brasil neste setor é resultado de um plano estratégico de longo prazo, em conjunto com universidades e empresas fornecedoras, articulado e coordenado pelo CENPES, e que dependem da aplicação de recursos contínuos e sistematizados pela Petrobras em PD&I.

Dentre as 49 redes temáticas coordenadas pela Petrobras, destacam-se os estudos de técnicas avançadas de geofísica para exploração e reservatórios, nos campos de aquisição, processamento, inversão, monitoramento e interpretação geofísicas, relativos à rede de geofísica aplicada, vinculados à área de exploração. Também são relevantes as pesquisas sobre estimulação de poços produtores em reservatórios carbonáticos e de reservatórios de baixa permeabilidade, a melhora da performance de perfuração de poços profundos, hidráulica de perfuração, sistemas de fluidos, segurança de poços, e modelagem geomecânica vinculados a rede de engenharia de poços na área de produção.

Além desta, vale citar os projetos de materiais nanoestruturados, compósitos, interfaces e dispositivos de nanotecnologia molecular relacionados a rede de nanotecnologia aplicada à indústria de energia na área de gás natural, energia e desenvolvimento sustentável.

Estas são apenas algumas das redes temáticas e pesquisas que podem ser afetadas ou mesmo extintas com a redução dos investimentos da Petrobras em PD&I, em virtude da crescente entrada de multinacionais na exploração de petróleo e gás no Brasil. Além destas redes consolidadas de pesquisas, estudos acerca de novas tecnologias importantes para o desbravamento e o crescimento do setor, como a robótica subaquática, sondagens de alta pressão e alta temperatura, nanotecnologia, materiais autorregenerativos, perfuração a laser, modelagem de fluxo de sísmica 4D, dentre outras tecnologias de fronteira, estão ameaçadas.

Desta maneira, é possível que no médio e longo prazo, o aumento destas multinacionais e de outras empresas petrolíferas em campos que geram participação especial para aplicação em PD&I culmine na desarticulação dos núcleos e das redes temáticas de pesquisa de petróleo e gás instituídas e coordenadas pela Petrobras, prejudique o desenvolvimento de novas tecnologias essenciais para o setor de petróleo e gás e, sobretudo, fragilize o desenvolvimento sistematizado e estratégico do parque tecnológico do País, que tem uma trajetória histórica de construção impulsionada pela estatal.

* Doutora em Administração (UFSC). Integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas (GEEP) da FUP

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Statoil, Petrobras e o papel do Estado na economia

por William Nozaki e Rodrigo Pimentel Ferreira Leão em Carta Capital

Enquanto o Brasil desmonta suas estatais, a Noruega usa o País como plataforma para internacionalizar as suas companhias
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A plataforma P-54 FPSO no campo de Roncador, que agora tem participação norueguesa (Foto: Geraldo Falcão / Petrobras)

O negócio, fechado em Oslo no último dia 18 de dezembro, passou a valer a partir de segunda-feira 1º e faz com que, no ranking brasileiro, a empresa norueguesa seja a terceira maior exploradora e produtora de petróleo no Brasil, atrás apenas da Petrobras e da anglo-holandesa Shell.

Embora a aquisição de Roncador seja emblemática, entre outros motivos, por se tratar da maior descoberta de petróleo offshore no Brasil da década de 1990 e por possibilitar à Statoil triplicar sua produção no Brasil, esse processo reflete uma estratégia de longo prazo não da Statoil, mas da política industrial do Estado norueguês.

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Até meados dos anos 1990, a política industrial da Noruega no segmento de petróleo e gás era fortemente protecionista e focada no desenvolvimento das forças produtivas internas, seja no elo operação, seja no de fornecedores de petróleo e gás.

Três fatores forçaram, no entanto, uma transição dessa estratégia protecionista rumo à internacionalização da cadeia produtiva de petróleo e gás da Noruega: 1) a entrada, em 1993, do país nórdico no Mercado Comum Europeu, que obrigou a remoção de uma série de instrumentos protecionistas utilizados para subsidiar as empresas locais do setor de petróleo e gás; 2) a manutenção do preço do petróleo a valores relativamente baixos, desde o final dos anos 1980; e 3) a dificuldade de encontrar novas grandes áreas de exploração de petróleo e gás em território local, como ocorreu nas décadas anteriores quando foram descobertos os campos de Statfjord e Gullfaks com elevado volume de reservas.

Aproveitando-se das políticas realizadas entre os anos 1970 e 1980, que permitiram o desenvolvimento de competitivos fornecedores e operadores de petróleo, a Noruega substituiu gradualmente sua politica de favorecimento ao conteúdo nacional pela promoção da internacionalização de suas empresas.

 
Neste sentido, o governo norueguês articulou uma série de medidas visando aumentar a competitividade das empresas nacionais, estimular seus investimentos no mercado internacional e reorganizar suas instituições a fim de promover uma internacionalização competitiva coordenada pelo Estado. Entre essas medidas, cabe citar o fim das cláusulas que obrigavam as companhias estrangeiras a demonstrar – durante o processo de licitação de novos blocos – intenção de contratar fornecedores noruegueses, a criação de dois institutos para, respectivamente, apoiar a internacionalização das empresas e a melhora de competitividade do segmento de petróleo e gás, o INTSOK e o Topplederforum.

Foi na esteira dessas medidas que a gestão das operadoras e fornecedoras de petróleo norueguesas – entre elas, a Statoil – foi modificada visando realizar a sua internacionalização no final dos anos 1990.

Segundo um estudo coordenado pelas consultorias Bain & Company e Tozzini Freire Advogados, a partir do final da década de 1990, “foi um período de intensa consolidação com vistas à internacionalização competitiva. A Saga, terceira empresa de petróleo e gás da Noruega e de capital privado, foi dividida, em 1999, entre a Statoil e a Hydro, primeira e segunda maiores do setor, respectivamente. Em 2001, o governo decidiu abrir o capital de parte da Statoil e posteriormente, em 2007, as duas empresas se uniram para formar a StatoilHydro. (...) Ainda em 2001, a Aker e a Kvaerner fundiram-se e passaram a ser o maior fornecedor de serviços para a indústria de petróleo e gás norueguesa e aumentar sua competitividade global”.

Com os fortes investimentos realizados pela Petrobras na segunda metade dos anos 2000 e a descoberta do pré-sal, o Brasil se tornou um mercado prioritário na estratégia de internacionalização do governo e das empresas norueguesas. Com a janela de oportunidade criada a partir da abertura e liberalização do pré-sal desde 2016, não apenas a Statoil, como também outras empresas norueguesas do setor reforçaram seu ingresso no mercado brasileiro.

 

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O CEO da Statoil, Eldar Sætre, e Pedro Parente: entrega

No último ano, a Statoil intensificou seu apetite sobre as reservas brasileiras do pré-sal (com a compra do Norte de Carcará por 2,5 bilhões de dólares, cerca de 8,2 bilhões de reais), avançou sobre os campos e blocos offshore no Brasil, além de ter ampliado seu investimento em um projeto de energia solar no Nordeste do País em uma parceria com a também nórdica e estatal Statec.

Além disso, desde 2016, as fornecedoras Aker Solutions e a MH With, ambas norueguesas, abriram novas plantas produtivas, respectivamente, em São José dos Campos (SP) e em Macaé (RJ), totalizando investimentos superiores a 150 milhões de dólares.

Novamente deve-se reafirmar que esses investimentos não são ações isoladas de cada empresa, mas obedecem a uma diretriz estratégica do Estado norueguês de fortalecimento das suas cadeias produtivas em escala global. Um documento do Ministério de Comércio, Indústria e Pesca da Noruega de 2017, intitulado “Estratégia para exportação e internacionalização” destaca a importância do Brasil para a expansão do setor de petróleo e gás na Noruega: “O Brasil é estratégico na cooperação de campos de petróleo desde 2013 (...) e é também um dos maiores mercados para a indústria de fornecedores high-techda Noruega”.

É curioso observar: enquanto o Brasil desmonta suas empresas estatais, a Noruega possui uma estratégia nacional na qual as associações e joint ventures entre suas empresas públicas de energia e tecnologia no mercado brasileiro tem um papel central para o seu desenvolvimento industrial de longo prazo. Isso é exemplificado pela forma distinta como os presidentes da Petrobras e da Statoil tratam a questão do pré-sal.

Em uma de suas primeiras declarações como presidente da Petrobras, Pedro Parente afirmou ter havido “uma ideologização, um certo endeusamento do pré-sal”. A declaração contrastou com a avaliação feita pelo chefe de operações da Statoil no Brasil, Anders Opedal: “Estamos ansiosos para trabalhar com a Petrobras para maximizar o potencial do campo de Roncador. A combinação da experiência da Statoil em recuperação avançada de reservatórios e da Petrobras em águas profundas e pré-sal nos permitirá uma produção maior e mais duradoura”. 

A estratégia da companhia norueguesa tem como uma de suas diretrizes prioritárias reforçar sua presença no País (veja o quadro no final do texto). Isso se dá, pois, além da Statoil fazer parte de uma estratégia nacional de internacionalização produtiva, a companhia enxerga no plano de desinvestimentos da Petrobras uma oportunidade de consolidar sua posição estratégica no país do pré-sal.

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Esse fato é reforçado pela recente aprovação da Medida Provisória 795 (Repetro) que isenta de tributação petrolíferas estrangeiras que operam no Brasil e facilita a entrada de máquinas, equipamentos e engenheiros de fora do País. Prova disso é a contratação pela Statoil da estrangeira Seadrill para a construção de uma sonda de perfuração que deve servir à exploração das áreas do pré-sal.

Além disso, o negócio fechado neste mês de dezembro garantiu à Statoil o acesso ao Terminal de Cabiúnas (Tecab), o maior ponto de recebimento de gás natural produzido em campos marítimos, e até hoje utilizado exclusivamente pela Petrobras. O acesso a esse terminal, localizado em Macaé, passou recentemente por um processo de ampliação de sua capacidade produtiva, podendo processar até 25 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural e cerca de 70 mil baris por dia de gás natural condensado. Trata-se de mais um caso em que a empresa estatal brasileira amplia investimentos e absorve riscos para, na sequência, repassar seus ativos para terceiros.

O negócio fechado entre a Statoil e a Petrobras ainda precisa de validação do TCU, dado que o processo aconteceu sem a concorrência de outras petrolíferas, com a justificativa de que apenas a Statoil tem expertise e tecnologia para a recuperação de reservas em campos maduros e de produção declinante.

A negociação de mais esse ativo da Petrobras explicita como a empresa segue na contramão das grandes companhias do setor, enquanto empresas como Statoil buscam se transformar em grandes companhias de energia operando com múltiplas matrizes e potencializando a exploração e produção de óleo e gás.

E reflete também a existência, por um lado, de um politica estratégica de longo prazo no caso norueguês e, por outro, uma visão de curto prazo no Brasil que desorganiza os avanços setoriais realizados na última década e meia.

Exemplo disso é que, diferente do que ocorreu na abertura do setor de petróleo e gás na Noruega, a Petrobras paulatinamente vai se retirando de outros segmentos de energia e vai tornando cada vez mais tímido seu protagonismo na exploração e produção de petróleo, correndo o risco de condenar o País à importação de derivados. Sob o falso argumento de que empresas estatais são por natureza ineficientes abre-se o mercado brasileiro para a eficiência de empresas estatais estrangeiras, como a norueguesa Statoil. 

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*William Nozaki é professor de Ciência Política e Economia da Fundação Escola de Sociologia e Política de São Paulo (Fesp-SP) e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas da Federação Única dos Petroleiros (Geep/FUP). Rodrigo Leão é economista e mestre em desenvolvimento econômico (Unicamp). Foi gerente executivo de planejamento da Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros). Atualmente, é um dos coordenadores do Geep/FUP e pesquisador da Cátedra Celso Furtado/FESP-SP.

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9 anos de produção do pré-sal: é possível comemorar?

Início da produção comercial do primeiro óleo do pré-sal foi em setembro de 2008. Dois anos depois, o Brasil passou a adotar o modelo de partilha da produção e consolidou uma política de conteúdo local. Hoje com as mudanças no governo Temer, com a exploração no modelo de concessão e sem política de conteúdo local, grande parte da riqueza gerada não ficará no Brasil. A comemoração ocorrerá em terras estrangeiras.

Por Cloviomar Cararine Pereira* Publicado na Revista Fórum

Em setembro de 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do pré-sal colocando o Brasil no ranking das nações detentoras de grandes reservas de petróleo. Tratou-se de uma das maiores descobertas de campos petrolíferos das últimas décadas no mundo. Essa descoberta foi alcançada com a perfuração do primeiro poço de petróleo na camada do pré-sal brasileiro, poço RJS-628A, no campo de Tupi (Bacia de Santos). Eram resultados impressionantes e cifras inéditas para a indústria do petróleo mundial de então. O custo deste primeiro poço chegou a US$ 240 milhões, sendo que até aquele momento, o poço mais caro tinha sido perfurado pela estatal mexicana Pemex no golfo do México, com US$ 100 milhões. Chegou-se a uma profundidade de 7.600 metros e foram confirmadas reservas estimadas (ainda não provadas até hoje) em mais de 100 bilhões de barris. A título de comparação, até aquele momento, nos 50 anos de existência da Petrobrás, o Brasil possuía cerca de 10 bilhões de reservas provadas.

Depois de dois anos desta descoberta histórica, o início da produção comercial do primeiro óleo do pré -sal aconteceu em setembro de 2008, no campo de Jubarte, no litoral do Espírito Santo. Naquele momento, o mundo entrava em uma complexa conjuntura econômica de crise (iniciada na crise financeira americana dos subprimes) em que o Brasil adotou políticas anticíclicas para manter o crescimento (via expansão do crédito dos bancos públicos e aumento do gasto autônomo das empresas públicas, principalmente para o desenvolvimento do pré-sal), dentre estas a expansão dos investimentos da Petrobras.

É naquele contexto que emergiu na pauta do setor de petróleo e gás o debate estratégico a respeito do modelo de exploração adotado até então e das necessidades de mudanças, bem como do papel que o setor teria para impulsionar a indústria local com os grandes volumes de investimentos que o desenvolvimento do pré-sal requereria.

Até a descoberta do pré-sal, o modelo de exploração e produção do petróleo era o de Concessão (lei 9.478) no qual se permitia a participação de quaisquer empresas nas licitações dos campos de petróleo. A recompensa para o Estado se dava mediante o pagamento dos bônus de aquisição de campos, em leilões organizados pela agência reguladora do setor (ANP), e o pagamento de royalties que variam de 5% a 10%. Até então, não havia uma política de desenvolvimento do conteúdo local, estimulando as contratações na cadeia de fornecedores brasileiros e geração de renda e empregos nacionais.

Alguns defensores do modelo de concessão alegavam que o pré-sal descoberto era fruto da competição criada entre as petroleiras. O episódio de sua descoberta mostra uma realidade bem diferente desses argumentos, uma vez que a americana Chevron desistiu dos investimentos quando o custo daquele primeiro poço chegou no patamar de US$ 100 milhões, desistindo do negócio e vendendo sua participação no consórcio para a Petrobras e para a portuguesa Petrogal. A Petrobras continuou com os investimentos e o projeto tornou-se uma realidade.

Após a descoberta do pré-sal, em 2010, depois de longo debate na sociedade, o Brasil mudou sua visão estratégica para o setor e passou a adotar o modelo de partilha da produção (Lei 12.351), ainda que apenas para estes campos, e consolidou uma política de conteúdo local. Além disso, foi realizado um processo de capitalização da Petrobras em troca de cessão de 5 bilhões de barris (regime de Cessão Onerosa) para a exploração da empresa em campos do pré-sal. No modelo de partilha da produção, adotado em países que haviam descoberto grandes campos petrolíferos, o entendimento passou a ser de que os riscos para as empresas explorarem petróleo se reduziram enormemente e, por isso, as participações governamentais aumentaram. No Brasil, o regime de partilha da produção foi implantando tendo a Petrobras como única empresa operadora dos campos, com participação mínima de 30% do consórcio. Além disso, estruturou-se uma política de conteúdo local para aproveitar, da melhor maneira possível, os investimentos na exploração deste bem finito.

Hoje, passados 9 anos da confirmação do primeiro óleo no pré-sal, sua exploração acontece em 14 campos e em cerca de 80 poços. Os dois maiores campos em produção, concentrando cerca de 80% da produção de petróleo e gás natural do pré-sal, são: primeiro, Lula, na Bacia de Santos no litoral do Rio de Janeiro, com mais de 40 poços em produção e pertencente ao consórcio da Petrobras (operadora com 65%), Shell com 25% e Petrogal com 10%; e Sapinhoá em segundo, também na Bacia de Santos, mas no litoral de São Paulo e com mais de 10 poços em produção, pertencente ao consórcio da Petrobras (operadora com 45%), Shell com 30% e Repsol Sinopec com 25%. Estes campos foram adquiridos em 2000, em leilão da ANP, e estão sob o modelo de concessão, com participação governamental pequena (10% de royalties e cerca de 20% de participação especial) e sem obrigatoriedade de conteúdo local.

O histórico de produção de petróleo e gás natural dos campos em operação no pré-sal mostra um crescimento muito rápido de sua participação na produção nacional. Segundo dados da ANP, em 2010 a produção destes campos representava apenas 2,8% da produção nacional, em 2017 chegava a 50% da produção, com produção de 1,57 milhão de boe/dia em agosto deste ano.

Para ter uma dimensão melhor deste volume produzido no pré-sal, somente a produção de petróleo, sem considerar o gás natural, está em 1,3 milhão de barris por dia. Se fosse um país, estaria em 19º lugar no ranking dos maiores produtores de petróleo do mundo, à frente de países como Reino Unido, Omã e Colômbia.

Este crescimento se explica pelo potencial de produção em cada poço do pré-sal. Os 10 maiores poços em produção, em agosto de 2017, têm uma produção diária acima de 31,6 mil barris equivalentes, sendo que o poço 7LL15DRJS, no campo de Lula (Bacia de Santos), chegou à produção de 41,5 mil boe/dia. A título de comparação, em todo o Estado de Sergipe a produção total (em terra e mar) neste mesmo mês foi de 36,9 mil boe/dia, com 2.170 poços. Ou seja, apenas 1 poço do pré-sal supera toda a produção de mais de 2 mil poços em Sergipe.

Em relação a distribuição do petróleo produzido, mesmo sendo a única operadora dos campos, a Petrobras ficou, em agosto de 2017, com 67% do total produzido (1.056 mil boe/dia), a BG (hoje Shell) ficou com 21% (331 mil boe/dia), a Petrogal com 7% (102 mil boe/dia) e a Repsol com 5% (81 mil boe/dia).

Neste sentido, o pré-sal tornou-se importante também para outros países, como o caso de Portugal, que consome cerca de 236 mil barris/dia e, somente o pré-sal, representa 43% de todo o consumo do país.

Assim, apresentado os números impressionantes do pré-sal, vale chamar atenção para as escolhas estratégicas feitas anteriormente pelo país e quais estamos fazendo hoje. Neste momento, com campos adquiridos no modelo de concessão e sem conteúdo local, mesmo operados pela Petrobras, grande parte da riqueza gerada com essa exploração não fica, nem ficará no Brasil.

Para piorar, mudanças ocorridas recentemente na política do setor retiraram a operação única da Petrobras, acelerando os leilões de campos do pré-sal, e optou-se ainda em reduzir o conteúdo local, renunciar recursos fiscais às petroleiras estrangeiras via MP-795 do Repetro e, também, pela política de desinvestimentos da Petrobras. Após tudo isso, já é possível perceber uma maior participação de empresas estrangeiras na operação dos campos do pré-sal, como aconteceu nos últimos leilões da ANP, com a entrada das petrolíferas chinesas, o caso da Statoil no campo de Carcará e da Shell nos campos de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste. Esta política retira nossa soberania energética, aprofunda nossa dependência das vendas externas de petróleo, joga fora a oportunidade que temos com estes promissores campos e retira a importância da política de conteúdo local. Ainda não há o que comemorar! Dado o rumo que tomamos, a comemoração ocorrerá em terras estrangeiras (EUA, Reino Unido, China, Holanda e até em nossa antiga metrópole portuguesa).

Cloviomar Cararine Pereira é economista, técnico do Dieese na subseção da FUP (Federação Única dos Petroleiros) e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas (GEEP/FUP). 

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