Estudos Técnicos

OS CAMINHOS PARA O PETRÓLEO E O GÁS NO BRASIL (VIII)

Data: 20/07/2009 
Fonte: Revista `Economia e Energia` (E&E)
Categoria: Palestras

 

 

Nesta edição publicamos os capítulos “Rota variante; uma proposta integrada de rotas e cuidados para um novo modelo para o setor petróleo e gás” e “1. Modelo abrangendo óleo e gás de áreas convencionais já concedidas ou a conceder, revisando o estatuto vigente onde couber, porém mantendo sua estrutura básica”, do estudo “Os caminhos para o petróleo e o gás no Brasil”, de autoria do engenheiro José Fantine, Consultor da COPPE, ex-Diretor da Petrobrás e ex-Superintendente de Planejamento da Petrobrás; e do doutor em Física, Carlos Feu Alvim, que é o redator da revista “Economia e Energia - E&E” e Consultor da COPPE. Convidamos a todos que visitem o portal Revista E&E - http://ecen.com – para obter mais informações, bem como ajudar a divulgar os estudos de importância na luta em defesa do pré-sal e da soberania nacional. O estudo, que ora passamos a divulgar, está disponibilizado na seção “Estudos Técnicos”, no portal da AEPET.

 

Capítulos já publicados:

 

Nota dos autores;

 

Introdução; As Questões Importantes para se Pensar um Novo Modelo Petrolífero;

 

Do lado econômico e empresarial; Do lado do suprimento futuro de óleo, nacional e mundial;

 

 

Do lado da geração da riqueza nacional e da intervenção do Estado; Do ponto de vista geopolítico;

 

A necessidade de um novo modelo para o setor; Síntese das premissas orientadoras do novo modelo;

 

Análise de Rotas isoladas para um novo modelo para o Setor Petróleo e Gás; Rota do Modelo Monopólio; Rota do Modelo Criação de uma Estatal 100% União para explorar o pré-sal;

 

Rota do uso da Petrobrás para exercer operacionalmente, em nome da União, o monopólio no Pré-sal; Rota das Concessões e das Partilhas;

 

Rota variante; Uma Proposta Integradora de Rotas e Cuidados para um Novo Modelo para o Setor Petróleo e Gás;

 

1. Modelo abrangendo óleo e gás de áreas convencionais já concedidas ou a conceder, revisando o estatuto vigente onde couber, porém mantendo sua estrutura básica;

 

Próximos capítulos:

 

2. Modelo abrangendo óleo e gás da camada do pré-sal (concedidas ou não) ou de futuras áreas assemelhadas em termos de volumes e possibilidade de produção; e Os investimentos e financiamentos para essa rota integradora.


Rota variante

 

Tem sido aventada a hipótese de se reservar o óleo do pré-sal para exploração pela União (criando estatal ou não) e se conceder a sua exploração e produção no modelo de prestação de serviços, pagos com óleo ou valor prefixado ou percentual do valor apurado na venda do óleo-/gás, direto para a Petrobras ou em leilões.

 

Logicamente, a nenhuma empresa privada integrada de óleo essa rota apresenta interesse maior, pois que o prêmio de maior valor é o óleo e gás em si, através do qual cumprem seus objetivos. No entanto, essa rota nada mais é do que um misto das rotas anteriores, é usada no mundo largamente (onde há monopólios de fato) e já foi usada no Brasil com os contratos de risco na década de 70. Algumas companhias acabam aceitando esse caminho para contar com o pouco de óleo (nos casos de pagamento por óleo) e para estarem no cenário local na expectativa de abertura futura. Por pagamento puro e simples em moeda não seria nem aconselhável tentar, pois a receptividade seria muito pequena, salvo se oferecidos altos valores unitários por barril produzido[39].

 

Outra alternativa seria o governo acertar com a Petrobras tal rota, contando com toda a sua estrutura para todas as ações, inclusive de venda, transferindo-lhe uma parte do óleo descoberto para compensar desde seus serviços de pesquisas, exploração, produção, transporte e marketing. Essa rota nada mais seria do que um Contrato de Partilha, só que direcionado para uma única empresa estatal. A Petrobras ganharia por diluir seus custos em maior movimentação e o governo ganharia por ter custos menores, podendo assim repassar melhores condições para a estatal.

Uma Proposta Integradora de Rotas e Cuidados para um Novo Modelo para o Setor Petróleo e Gás
Como se viu, há várias maneiras reducionistas de se encarar a nova era do petróleo e do gás do pré-sal. Nenhuma delas isoladamente atende à maioria dos interesses ou direitos válidos. Algumas delas não respondem aos desafios do como gerenciar a fartura e impedir a enxurrada de divisas, ou então evitar a outorga de áreas premiadas, mantendo modelo feito para áreas de risco exploratório. Assim, a forma natural de resolver a questão será dimensioná-la e adotar soluções compostas de rotas agrupadas de forma inovadora[40]. O reducionismo, como visto, somente procura atender interesses específicos sem se preocupar com os danos decorrentes por não cobrir outras facetas da questão (ou desconhecê-los).

 

Então, até mesmo para evitar radicalizações futuras ou, em caso contrário (fechamento absoluto) e retaliações desnecessárias, a ação inteligente será estabelecer o novo marco com posições bem claras para:

 

i.  Colocar o Brasil como um dos atores principais no cenário petrolífero mundial, não mais em ótica de uma falta crônica de óleo, de divisas ou de licenças dos vários interesses para legislar livremente;

 

ii. Garantir o interesse nacional quanto à maximização dos resultados financeiros, econômicos, tecnológicos, sociais e estratégicos, transformando de fato e de direito óleo e gás nacionais em molas mestras do desenvolvimento sustentado brasileiro, considerando toda a cadeia de valor e a sociedade como um todo;

 

iii. Fixar e fortalecer a ação do Estado no que se refere ao inusitado - a existência de reservas jamais cogitadas - o que é seu direito; e de áreas com certeza de existência de óleo, portanto não mais de risco [41];

 

iv.Em linha com o item anterior, garantir o desenvolvimento sustentado da economia, fazendo do petróleo e do gás a alavanca que faltava para avançar na velocidade máxima que os cérebros brasileiros souberem definir, não permitindo em hipótese alguma que enxurrada de divisas venha a desestabilizá-la;

 

v. Aprimorar o estatuto vigente para cuidar das áreas que tenham as características convencionais utilizadas para a feitura da Lei vigente, o que valoriza a ação tomada em 1997 (desde que continue a ser aplicada somente dentro dos fundamentos que a orientaram);

 

vi. Aprimorar o estatuto vigente para cuidar das áreas de características excepcionais do pré-sal, que não se enquadram em nada no contexto da Lei vigente, que nada previu sobre o assunto na dimensão em que ele se apresenta;

 

vii. Considerar o crescimento de sua estatal Petrobras internamente e no mundo, como um dos importantes agentes do desenvolvimento sustentado nacional.

 

Ou seja, reconhece-se o direito do Estado de controlar o que julgar que pode desestabilizar o segmento e, ao mesmo tempo, reconhece-se o que seria a evolução havida em 1997, porém aprimorando-a no que tange aos interesses do Estado.

 

Deve ser motivo de reflexão que a rigor toda a discussão e alarde sobre abertura para concorrência mundial, igualdade de oportunidades, busca de tecnologia trazem erros de lógica como:

 

i.  Como já descrito, somente seis empresas no mundo, no máximo, além da Petrobras poderão de forma independente chegar à tecnologia de águas profundas conjugadas com “terras profundas no leito do mar” e ao mesmo tempo com exploração e produção na camada do pré-sal, zona nova e desconhecida para todas menos para a Petrobras e talvez mais duas companhias. Portanto, não se trata de clamor mundial abrangendo varias dezenas de empresas que poderiam vir para o Brasil trazer sua experiência;

 

ii. Dessas seis empresas, as duas mais capacitadas estão com concessões (sozinhas ou em consórcio com a Petrobras), as quais no modelo que imaginamos terão muito que fazer no País. Assim, sobrariam somente quatro empresas que efetivamente poderiam tentar o desenvolvimento tecnológico para enfrentar o desafio;

 

iii.  Todas as demais companhias do mundo e do Brasil somente teriam condição de entrar no pré-sal em associação com a Petrobras, ou com as duas que já estão no Brasil. Por outro lado, uma centena de empresas depende digamos desesperadamente de conquistar reservas em países concedentes, mas nada a ajudá-los;

 

iv. Se, como propomos, a maioria do petróleo ficar sob domínio da União (a Petrobras representando os interesses de Estado nos negócios de exportação). os países carentes de óleo certamente oferecerão contrapartidas ao Brasil para ter preferências na compra de parte desse óleo ou seus derivados, esse o valor estratégico;

 

v. Também, a Lei pode permitir que a Petrobras em nome da União faça algumas parcerias com empresas de interesse para o País e que possam oferecer contrapartidas, como explorar com preferência óleo nas suas áreas no exterior.


1.  Modelo abrangendo óleo e gás de áreas convencionais já concedidas ou a conceder, revisando o estatuto vigente onde couber, porém mantendo sua estrutura básica.

 

Imaginamos que a proposta governamental em finalização poderá sugerir manter o modelo vigente e o sistema atual de Concessões no caso de áreas convencionais (portanto, não incluindo mais blocos do pré-sal nos leilões), concedidas ou a conceder, porém poderiam ser introduzidas as seguintes alterações na Lei 9478 vigente:

 

1.1.   As empresas continuariam, para os blocos /campos convencionais, submetidas aos mesmos regulamentos atuais[42], exceto no que mudar de acordo com explicitado no texto a seguir e exceto no que se referir a quaisquer  blocos /campos,  em áreas do pré-sal, independente da época e do como foram concedidos (ver tudo que se refere ao pré-sal no item 2);

 

1.2.    A ANP continuaria leiloando áreas convencionais no mesmo modelo atual[43], porém em ritmo que levaria a produções de acordo com limites estabelecidos no novo regulamento;

 

1.3. Haveria dois limites de produção de óleo a serem respeitados:

 

i . Limite máximo e mínimo[44] para produção dos campos convencionais. O limite máximo seria compatível com as instalações e concessões atuais e estima-se seria na faixa de 1.5 a 2,0 milhões de barris por dia, o que abria caminho para novas concessões de áreas convencionais. O valor mínimo seria definido posteriormente, pois não há pressa para isso e em nada atrapalharia a ação das empresas concessionárias ou interessadas em leilões;

 

1.4. As taxas para os campos convencionais (em produção ou não e de novas concessões) seriam alteradas de forma a elevar a arrecadação da União [45] :

 

i. Para as concessões de campos convencionais já em produção ou a produzir, criar-se-ia taxa para a União, sugerindo-se um mecanismo adicional de cobrança que espelhe uma apropriação de parte dos ganhos líquidos verificados com a escalada do preço do óleo acima do limite de US$ 30 o barril (além do que já é cobrado);

 

ii. Para as novas concessões, seria considerado também o mesmo modelo de cobranças presente, mas seria introduzido um mecanismo que espelhasse uma cobrança maior dos ganhos, já pensando nessa nova realidade de preços e de possível produtividade.

 

1.5. Uma empresa poderia, respeitados os limites específicos e o total, negociar com a ANP aumento de produção em campo de melhor produtividade e lucratividade de sua concessão, sem perda de direitos no campo que diminuiria ou retardaria a produção. Porém, qualquer empresa seria obrigada a cumprir sua cota geral de produção, sem o que perderia os direitos estabelecidos [46];

 

1.6. Dadas a inflação no aluguel de equipamentos e mesmo a falta deles no mercado, as empresas poderiam solicitar extensão de prazo em suas obrigações, podendo a ANP negociar até 3 anos de prorrogação no caso de concessões no mar e um ano nos casos de campos em terra para as empresas com concessões na área do pré-sal, bem como teriam seus prazos revistos tendo em vista o estabelecido no item 1.3, de forma a que não sejam prejudicadas [47];

 

1.7. A Lei deveria prever mecanismos que venham a incentivar exploração e produção em regiões de baixa produção (vazão de óleo ou gás) operadas por empresas nacionais com interesse somente em terra. Notar que os volumes de produção dessas áreas seriam reduzidos comparados com os dos campos do mar ou os de descobertas maiores em terra [48];

 

1.8. No caso de descobertas que venham a indicar formações com potencial de produção superior a, digamos, 200.000 barris por dia, elas (as não concedidas na data da promulgação do novo regimento) deveriam ser consideradas áreas especiais e serem tratadas como no caso agora previsto para as áreas do pré-sal ainda não concedidas (ver item 2).

 

1.9. Muito importante, deveria ser estipulado rígido destino para os recursos federais adicionais (com cláusula impedindo o uso para outros fins quaisquer que sejam). Eles seriam aplicados exclusivamente em projetos de planos nacionais formais (como os PACs atuais), em infra-estruturas, na ciência e tecnologia, na educação profissionalizante, na conservação de energia, na redução das emissões de carbono, no PROMINP, na criação do parque nacional exportador no campo das energias fosseis, em outros segmentos a determinar, sendo vedada a sua aplicação em custeio, e em qualquer outra área que não resulte diretamente em vantagens competitivas para o País. Neste caso, seria adotado profundo alinhamento com a avaliação da Produtividade do Capital [49] a ser aplicada com o objetivo de alcançar a sustentabilidade do crescimento econômico almejado pelo País. Ou seja, esses recursos não poderiam ser inflacionários e teriam que representar aplicações que retornassem com a maior taxa possível (investimentos gerando riqueza) (ver proposta no item 2) .

 

1.10. Também deveria ser re-estabelecida norma bem definida para as aplicações dos recursos pela União, Estados e Municípios dos Royalties e a das Participações Especiais de forma a garantir de vez a eficácia da aplicação dos recursos gerados, no momento parte sendo dilapidados em aplicações sem retorno ou não geradores de riqueza ou simplesmente sendo contingenciados.

 

1.11. A produção de gás seria definida para atender demanda interna, e se grandes jazidas de gás forem descobertas, as novas áreas passariam para o caso do item 2. Se essas descobertas, no regime 1, forem superavitárias, haveria contingenciamento da produção sempre ligado ao suprimento interno. Somente seriam consideradas hipóteses de exportação de gás se a razão reservas sobre produção superasse 50 anos, ou outro valor a ser definido pela Lei. Claro, no caso de produção associada superavitária, a questão deverá ser resolvida à luz das possibilidades de incremento de demanda, de explotações pontuais, de economia de produção de áreas de gás não associado, de menor concessão de áreas propícias para gás não associado. Também, torna-se claro que as importações de gás seriam respeitadas, o que pode gerar exportações por conta dessas importações ou renegociação de contratos cedendo direitos e recebendo compensações.

 

Autores: Eng. José Fantine, Consultor da COPPE, Ex-Diretor da Petrobrás e ex-Superintendente de Planejamento da Petrobrás. Membro da Academia Nacional de Engenharia, e_mail: fantine@correio.com

 

Carlos Feu Alvim, doutor em Física, redator da Revista Economia e Energia - e&e e Consultor da COPPE, e_mail: feu@ecen.com.



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