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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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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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