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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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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Sucesso ou fracasso?

Os resultados da segunda e terceira rodadas dos leilões de partilha do pré-sal

A segunda e terceira rodadas de partilha do pré-sal, realizadas na sexta-feira 27, começaram com atraso de mais de quatro horas em razão de uma liminar da 3ª Vara Federal Cível da Justiça do Amazonas que suspendeu o leilão na noite de quinta-feira 26. A ação,  uma iniciativa do Sindipetro-AM, foi fundamentada a partir de dois eixos: lesão ao patrimônio público por uma possível perda de receita tributária, e lesão contra o desenvolvimento nacional, dada a potencial perda para a indústria nacional.

A liminar concedida pelo juiz federal apontou “suposto vício de iniciativa no projeto de lei que encerrou a obrigação da Petrobras de ser a operadora única do pré-sal, passando a ter participação mínima de 30% por campo”, além de decidir pela suspensão a fim de afastar “qualquer possibilidade de ocorrência de danos ao patrimônio público”.  Na manhã da sexta-feira, a Advocacia-Geral da União (AGU) conseguiu reverter a suspensão. Ao comentar o evento, o atual presidente da Petrobras afirmou que a liminar concedida pela Justiça era um “ato político”. Chama a atenção esse tipo de discurso quando feito por um dos participantes do certame, que parece atuar como uma espécie de ministro de Minas e Energia invocando para si a tarefa política de questionar a Justiça e os rumos dos leilões. Tal posicionamento, uma vez mais, demonstrou como o atual CEO da Petrobras na realidade tem se posicionado muito mais como um grande articulador no processo de abertura do setor de petróleo do que como um defensor dos interesses da estatal brasileira. 

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Tal impressão é reforçada, em primeiro lugar, pela própria postura da Petrobras nos leilões realizados, uma vez que a empresa ingressou apenas nas áreas que já havia manifestado previamente seu interesse de exercer sua participação de operadora com mínimo de 30% dos blocos. Ou seja, um adiamento dos leilões não alteraria as chances de participação da Petrobras nas áreas desejadas. 

Além disso, em segundo lugar, o indício se reafirma quando se observa o grande interesse das empresas estrangeiras nos dois leilões do pré-sal, muito superior ao observado na 14arodada dos leilões ocorridos sob o Regime de Concessão. Dos oito blocos licitados (área 7.977 km²), seis blocos foram arrematados (6.786 km²), cerca de 85% em termos de área. O valor arrecadado com bônus de assinatura pelo governo foi de 6,15 bilhões de reais, abaixo do valor esperado de 7,75 bilhões caso todas as áreas fossem arrematadas (tabela 1). Destacou-se o elevado porcentual médio de 55,72% da parcela do petróleo excedente destinado à União resultante do leilão, bem acima do valor médio de 16,18% exigido pela ANP nas licitações. Considerando-se a média ponderada pelo volume estimado de reservas nas áreas leiloadas, esse porcentual superou a faixa dos 70%. 


Participaram dessas rodadas 15 empresas de dez países estrangeiros, e desse total dez empresas estrangeiras de oito países compuseram os seis consórcios vencedores. A Shell (anglo-holandesa) ingressou em três consórcios vencedores. A Petrobras participou e venceu também nas três áreas nas quais fez oferta.

Esses resultados (duas áreas não arrematadas, elevado ágio do óleo excedente, especialmente dos consórcios liderados pela Petrobras, além de três áreas leiloadas onde a Petrobras não vai operar) novamente confirmam a relevância da estatal brasileira para o desenvolvimento do pré-sal. O grande apetite das empresas estrangeiras deve-se, em parte, ao fato de que nesse processo enquanto a Petrobras absorve o risco do investimento inicial as empresas estrangeiras incorporam retornos garantidos. 

Graças ao conhecimento da Petrobras, a área do pré-sal adquiriu grande atratividade em virtude do baixo risco exploratório, dos custos de extração competitivo (< 7 US$/boe), do suficiente conhecimento geológico e da fase inicial de descobertas. Além disso, foram exatamente nas áreas em que a Petrobras participou onde verificaram-se as maiores ofertas de excedente de óleo. Por fim, as empresas estrangeiras adotaram a estratégia de fazer parcerias com a estatal brasileira (nos casos dos campos de Entorno de Sapinhoá, Alto Cabo Frio-Central e Peroba) ou atuaram em áreas que possuem proximidade com campos onde elas atuam (a Shell em Sul de Gato do Mato e a Statoil em Carcará). Logo, o ingresso das empresas no pré-sal brasileiro ocorre no “rastro” da Petrobras ou em áreas onde já detém conhecimento prévio.

Embora esses aspectos sejam centrais, cabe observar mais de perto a dinâmica de atuação da China que, por meio de diferentes empresas (Sinopec, Cnooc Petroleum e CNODC), integrou três consórcios vencedores. Sendo assim, o país asiático ingressou de modo diversificado e mais pulverizado nos leilões, na esteira da Shell e da Petrobras (as duas principais operadoras do pré-sal) e em áreas distintas.

O suposto êxito do leilão (ágio elevado e grandes volumes de recursos arrecadados por meio do bônus de assinatura) esconde, dessa forma, a subordinação da atual política de exploração e produção aos interesses estrangeiros – nesse caso, principalmente aos chineses. Em estudos anteriores, já observamos que há um roteiro estratégico das grandes empresas de petróleo e dos países interessados para tomarem suas decisões de investimento no setor. 

Há uma geoestratégia em que as gigantes de petróleo se movem a partir de uma lógica próxima à militar, analisando o controle de suas reservas de petróleo e de seus territórios e também de seus competidores, dado o cenário geopolítico e os interesses nacionais existentes. 

No caso da China, a crescente demanda interna por petróleo, o interesse global de se posicionar em outras regiões fora da Ásia e o acesso a novos espaços territoriais são alguns dos interesses que moveram o país a ingressar no setor de petróleo e gás (P&G) brasileiro com a intensidade mencionada anteriormente.

Além de parcerias em outros segmentos da cadeia de P&G, na exploração e produção, a China, que já possuía acordos de cooperação para fornecimento de petróleo com a Petrobras, consolidou-se como o segundo grande “parceiro” brasileiro no pré-sal. Até o mais recente leilão, a Sinopec tinha participação nos campos de Carioca e Sapinhoá (Bacia de Santos) e também tornou-se concessionária do bloco BM-C-33, na Bacia de Campos. 

Segundo a ANP, em agosto de 2017, a petroleira chinesa ocupava a terceira posição entre os maiores produtores de petróleo e gás do Brasil, com uma produção de 103.407 barris equivalentes por dia. Além da Sinopec, a Cnooc e CNPC ingressaram como sócias no leilão de Libra em 2013. Somando as licitações da segunda e da terceira rodada, a China obteve um volume de reservas de óleo recuperáveis superior a 3 bilhões de barris (tabela 2).

 

Como observado nos artigos anteriores desta série ("Pré-sal e os interesses em jogo: realidade e desafios"), há uma estratégia de atração do capital estrangeiro que se explicita com as mudanças regulatórias e com o aumento da apropriação da renda petrolífera pelas empresas de fora. Essa abordagem, na contramão dos interesses nacionais, desfruta de forte apoio da gestão da Petrobras, a despeito da estatal brasileira ser uma concorrente das operadoras estrangeiras. 

Dado o grande potencial atrativo dos leilões do pré-sal, as mudanças regulatórias em prol do aumento da apropriação das empresas estrangeiras evidenciam que o Estado brasileiro está abrindo mão de enormes massas de recursos financeiros e produtivos gerados pelo pré-sal. Isso diminui a capacidade nacional de controle da renda do petróleo nessas áreas, na medida em que importantes fases produtivas de maior valor agregado (intensivas em renda e tecnologia) serão desenvolvidas em outros países – sem que isso gerasse grandes efeitos sobre o desempenho da segunda e terceira rodadas.

Desse modo, a inserção das empresas estrangeiras na exploração do pré-sal está muito mais relacionada à pressão por elas exercida desde a descoberta das reservas, em um cenário em que ascendeu no Brasil um governo de caráter fortemente desnacionalizante, do que com medidas institucionais e setoriais. Tais medidas têm, inclusive, como característica geral a quebra de instrumentos importantes para assegurar que a forma de exploração do pré-sal fosse controlada pelo Estado Nacional. 

Os resultados do leilão expressam, portanto, duas facetas de uma mesma moeda: o sucesso do esforço tecnológico e exploratório da Petrobras e a fragilidade institucional de assegurar que os frutos desse esforço sejam usufruídos pela própria Petrobras em particular e pela sociedade brasileira em geral.

*Economista, técnico do Dieese e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas da Federação Única dos Petroleiros (Geep/FUP). E-mail: Este endereço de email está sendo protegido de spambots. Você precisa do JavaScript ativado para vê-lo.

**Professor do Instituto de Economia da UFRJ e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas da Federação Única dos Petroleiros (Geep/FUP). E-mail: Este endereço de email está sendo protegido de spambots. Você precisa do JavaScript ativado para vê-lo..

***Economista, foi gestor de planejamento da Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros), é pesquisador da Cátedra Celso Furtado-FESPSP e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas da Federação Única dos Petroleiros (Geep/FUP).

****Professor de Ciência Política e Economia da Fundação Escola de Sociologia e Política de São Paulo (FESPSP) e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas da Federação Única dos Petroleiros (Geep/FUP).

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