Edson Pereira Bueno Leal , setembro de 2008, atualizado em novembro de 2009. .
Segundo o geólogo Giuseppe Bacoccoli “ as primeiras tentativas de perfurar poços profundos para o pré-sal remontam anos 1980 , ainda na bacia de Campos . Na ocasião, muitos foram os insucessos , dadas as limitações tecnológicas , e essas iniciativas acabaram sendo abortadas.
Assim, a camada pré-sal constituía-se num objetivo tradicional , clássico e de reconhecido potencial havia muitas décadas , com inúmeros campos produtores em terra e no mar , quando ao alcance rotineiro dos poços.
O desafio estava, agora, na exploração do pré-sal nas vastas áreas em que ocorriam os conhecidos óbices tecnológicos : elevada profundidade , tanto da água quanto dos objetivos finais dos poços , grande espessura da camada de sal , alta pressão e temperatura . ( F S P , 9.9.2008, p. A-3) .
A província do Pré-Sal tem 149 mil quilômetros quadrados . Destes , 41.772 quilômetros ( 28% do total ), já foram concedidos . A nova legislação valerá , portanto , , para os 107.228 quilômetros quadrados (72%), ainda não licitados , descontados as áreas que vierem a ser objeto de cessão onerosa para a Petrobrás . ( Veja, 11.11.2009, p.57).
TUPI
Em novembro de 2007 foi anunciado que o campo de Tupi, no bloco BM-S-11 , a 180 quilômetros da costa na Bacia de Santos pode ser um campo gigante , contendo de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo o equivalente a 55% das reservas atuais brasileiras, de 14,4 bilhões de barris de óleo equivalente ( petróleo e gás) .
Se confirmada o Brasil passará da 24ª para a 9ª posição no ranking mundial dos produtores de petróleo e gás e entra para a elite do petróleo .
Tupi é apenas uma estimativa inicial pois a área potencial de exploração é de 800 km de extensão e vai do Espírito Santo a Santa Catarina . O Brasil caso encontre óleo em toda esta área pode até ultrapassar a Venezuela que tem reservas de 100 bilhões de barris . Porém a área é tão grande que está acima das possibilidades da Petrobrás de explorá-la . A exploração piloto do campo deverá ocorrer a partir de 2010 e 2011 , gerando uma produção pequena de no máximo 30 mil barris por dia e a comercial apenas a partir de 2014, sendo que a produção de 1 milhão de barris por dia somente será atingida em 2024. . Trata-se de óleo leve de maior valor comercial .
Considerando uma avaliação a partir das principais áreas já licitadas , os campos de Tupi e Iara , na bacia de Santos e Parque das Baleias , na Bacia de Campos , existiriam nestas três regiões 14 bilhões de barris , dobrando as atuais reservas conhecidas . ( Veja, 9.9.2009, p. 69) .
Sócia da Petrobrás no projeto, a britânica BG informou em 7 de fevereiro de 2008 em nota oficial , que as reservas de petróleo e gás no campo , tem potencial de a tingir de 12 a 30 bilhões de barris , superando em muito as projeções da Petrobrás . As projeções da petroleira britânica foram confirmadas pela portuguesa Galp , que tem 10% do empreendimento . ( F s P , 8.2.2008 , p. B-1) .
Como o petróleo está na camada chamada de pré-sal a 7.000 metros , o custo de exploração cresce muito . O primeiro poço custou à Petrobrás US$ 240 milhões e levou um ano para ser concluído. O segundo US$ 60 milhões em 2 meses . A área é explorada pela Petrobrás em consórcio com a inglesa BG Group ( 25%) e a portuguesa Galp Energia (10%) . A Petrobrás isolada ou em parcerias perfurou 15 poços e testou oito deles na área pré-sal , entre 5.000 e 7.000 metros de profundidade , com uma lâmina d´água de 2.000 metros .Depois segue-se mais 2.000 metros de argila e areia e 2.000 metros de sal . Embaixo está o reservatório rochoso com petróleo e gás . A Petrobrás começou a perfuração na plataforma continental com o campo de Enchova em 1977 a uma profundidade de 124 metros e chegou à bacia de Campos com 2.140 metros sempre na camada pré-sal .
A Petrobrás é a primeira empresa no mundo a desenvolver tecnologia para operar em águas tão profundas . Porém , o sal tem características fluidas o que dificulta muito a perfuração , ainda mais em uma camada com 2 quilômetros de espessura .
No mesmo dia em que anunciou a megajazida , o governo retirou 41 dos 312 blocos a serem licitados na nona rodada marcada pela Agência Nacional de Petróleo para o final de novembro de 2007 . Os lotes excluídos são próximos ao poço de Tupi e poderiam estar subavaliados . Trata-se de uma providência correta no sentido de definir melhor o potencial da área , embora alguns críticos tenham considerado o ato uma quebra de regras e manobra para burlar a Lei do Petróleo , favorecendo a Petrobrás . O sistema deverá ser modificado para que a empresa vencedora fique apenas com parte da receita do petróleo e gás explorado , o restante ficando com a União . No sistema atual a empresa vencedora fica com todo o faturamento do produto explorado , pagando apenas impostos e royalties .
Os leilões destas áreas só voltarão a ocorrer quando o governo tiver definido as novas regras para a exploração da camada pré-sal .
Na área do pré-sal já foram licitados dez blocos : Tupi , Júpiter – Petrobrás e Petrogal ; Carioca – Petrobrás, BG e Rapsol YPF da Espanha ; Pão de Açúcar – Petrobrás, Exxon (EUA) e Amerada Hess (EUA) ; Carambá – Petrobrás e Petrogal; Iara – Petrobrás, BG e Petrogal ; Guará – Petrobrás, BG e Repsol YPF ; Bem-Te-Vi – Petrobrás, Shell ( Inglaterra – Holanda) e Petrogal ; Parati – Petrobrás, BG e Partex ( Portugal) e Marlim Sul – Petrobrás . ( Veja, 20.08.2008, p. 62) .
Foram concedidos 41.000 dos 112.000 km2 da área com características geológicas do pré-sal , cerca de 38% do total .
Com a descoberta de Tupi a Petrobrás subiu cinco posições no ranking das maiores companhias de energia do mundo passando da 11ª colocação em 2006 para a sexta em 2007 . O valor de mercado da empresa segundo dados da PFC Energy passou de US$ 107,8 bilhões para US$ 242,7 bilhões em 2008 . ( F S P , 24.01.2008 , p. B-10) .
Em 1 de maio de 2009 teve início a primeira extração de petróleo no campo de Tupi. Para 2013 , a estatal reservou US$ 18,6 bilhões , só para a bacia de Santos, especialmente para Tupi . Sete parceiras aportarão mais US$ 12 bilhões , segundo o IBP . ( F S P , 1.5.2009, p. B-4) .
CUSTO DE EXPLORAÇÃO NO PRÉ-SAL
A exploração do campo será bastante cara . A nova área deve exigir plataformas do tipo FPSO ( Floating Production Storage and Offloading) , que flutuam , produzem , armazenam e transferem o produto para o navio de transporte . Segundo Giuseppe Bacpcpli , pesquisador da Coppe UFRJ , cada FPSO custa entre US$ 3 a 4 bilhões e pode produzir 100.000 barris por dia . Dada a extensão da reserva, de 800 km , serão necessárias dez plataformas , que devem estar funcionando em sete ou oito anos , aumentando a capacidade de produção do Brasil em 1 milhão de barris por dia , transformando o país em grande exportador . O custo de produção deverá oscilar entre US$ 30 a 40 o barril, bem acima da média de US$ 5 por barril atualmente , mas mesmo assim , com o petróleo a US$ 90 o barril , será altamente vantajosa para o Brasil.
Segundo estimativas de Peter Wells, ex-diretor de exploração da Royal Dutch Shell, para explorar todos os campos, como o de Tupi e Maranhão, a estatal deverá desembolsar cerca de US$ 240 bilhões.
Para se ter uma idéia do quão custoso será, a Eni, petrolífera multinacional com sede na Itália, estimou em seus prospectos um gasto na casa de US$ 136 bilhões.
Porém, a possibilidade de maiores custos não retira o brilho das descobertas. Diversos relatórios de empresas especializadas estimam que os campos detenham grande potencial de extração, podendo elevar o Brasil ao quadro das 10 maiores nações produtoras da commodity.
Em entrevista para a agência de notícias Bloomberg, Wells afirmou que só o campo de Tupi, que deverá começar operar em abril de 2009, proverá custos de desenvolvimentos de cerca de US$ 100 bilhões.
O maior campo descoberto das Américas, segundo Wells, fornecerá cerca de 50 bilhões de barris de petróleo a estatal, número superior a todas as reservas da Líbia, uma das maiores produtoras da commodity do globo.
O banco UBS Pactual divulgou um estudo estimando em 50 bilhões de barris , a quantidade estimada parta os blocos de exploração de Tupi , Júpiter e Pão de Açúcar que juntos somam 13% da área do pré-sal , todos na bacia de Santos . A conclusão é que seriam necessários US$ 600 bilhões para tirar da primeira à última gota de petróleo que se pode extrair do local . Seriam US$ 20 bilhões em pesquisas sísmicas , US$ 180 bilhões em instalações submarinas , US$ 125 bilhões em 40 plataformas ao custo de US$ 2,5 bilhões cada , US$ 50 bilhões em equipamentos submarinos , US$ 125 bilhões em perfuração e US$ 100 bilhões em outros gastos . Serão 9.000 km de risers e outros dutos flexíveis , 2.000 árvores-de-natal que ligam o poço aos cabos que chegam à plataforma , 20.000 km de dutos de aço e perfuração de 2.000 poços com sondas de perfuração que custam US$ 450.000 de aluguel por dia .
Segundo o analista do banco UBS Pactual Gustavo Gataass no cenário mais “otimista” o custo será de US$ 635 bilhões . No cenário mais pessimista , de US$ 1,2 trilhão . A diferença entre os dois cenários se deve a uma série de fatores : o volume de óleo extraído de cada poço , o tempo gasto na perfuração e o custo do aluguel de equipamentos , como sondas de perfuração . “Com 20 mil barris diários de produção , o custo total pode ficar em US$ 12,5 por barril . Se ficar em 10 mil barris diários , aí sobe para US$ 25. “ ( F S P , 30.08.2008, p. B-3) .
A US$ 100 o barril, 50 bilhões de barris gerariam uma receita de US$ 5 trilhões . Apesar das incertezas quanto ao custo para o pesquisador Giuseppe Bacoccoli da Coope/UFRJ , o pré-sal é economicamente viável com petróleo na casa dos US$ 50 ou US$ 60 por barril . ( F S P , 31.08.2008, p. B-9) .
A Petrobrás irá fazer um teste de longa duração em março de 2.009 com produção prevista de 30.000 barris por dia . Ao final , será feita a Declaração de Comercialidade , atestado de viabilidade econômica entregue à ANP . Deverão ser perfurados mais 18 poços exploratórios a um valor médio de US$ 60 milhões cada , implicando um gasto em torno de US$ 1 bilhão até o final de 2.009 .
O plano de desenvolvimento será implantado em 2010 , com a instalação das primeiras plataformas , navios-tanque , dutos e terminais . Em dezembro de 2010 um projeto piloto testará a viabilidade de produção em larga escala com previsão de produção de 100.000 barris por dia . A produção deve começar em 2.012 , com estimativa de 500.000 barris por dia em Tupi. ( Veja, 3.9.2008, p. 70-73) .
O gerente da Petrobrás , que cuida da exploração do pré-sal na bacia de Santos, José Formigli afirmou “ utilizando qualquer parâmetro , acho US$ 600 bilhões exagerado “ . ( F S P , 2.9.2008 , p, B-3) .
A Petrobrás pretende começar a extrair petróleo de Tupi ainda no primeiro trimestre de 2009 com um poço-teste com capacidade de produção de 20 a 30 mil barris por dia . A produção plena deve começar no fim de 2010 com 100.000 barris por dia , segundo o presidente da Petrobrás José Sérgio Gabrieli . ( F S P , 6.5.2008 , p. B-5 ) .
Porém a plena produção somente será alcançada em 2.015, quando se espera chegar a 2,2 milhões de barris por dia apenas no pré-sal e uma produção total de 4,1 milhão de barris por dia .
Segundo o gerente executivo de exploração do pré-sal , José Formigli , levando em consideração as capacidade produtiva das três unidades pilotos e oito sistemas definitivos já previstos para o pré-sal a produção da Petrobrás na área deverá ficar próxima a 1,260 milhão de barris de petróleo e 53 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia em 2017. ( F S P , 17.09.2008, p. B-10 ).
Neste sentido o governo vem gerando uma falsa expectativa preocupado com a campanha eleitoral de 2.010 , como se os recursos já estivessem disponíveis rapidamente o que não vai acontecer .
Para o Prof. Saul Suslick , do Cepetro , da Unicamp, “Politizou-se muito a questão . Não está mais ligado á dinâmica do processo , são razões políticas . Essa politização poderia complicar , porque pode atrapalhar o fluxo de investimentos no setor “ . ( F S P , 31.08.2008, p. B-9) .
FURTO DOS LAPTOPS
Em fevereiro de 2008 a Petrobrás anunciou que haviam sido furtados quatro laptops e dois discos rígidos em algum ponto do trajeto de um contêiner que estava sendo transportado entre a Bacia de Santos , no litoral do Rio de Janeiro e o Porto do Rio . O contêiner estava sob a guarda da multinacional americana Halliburton e os aparelhos continham informações coletadas a respeito do campo de Júpiter , que poderá dar a auto-suficiência ao Brasil em gás .
A fato foi anunciado como uma possível espionagem industrial e tratada como assunto de Estado. Provocou estranheza que equipamentos com informações tão relevantes estivessem sendo transportados de maneira tão descuidada em termos de segurança .
Posteriormente divulgou-se que as informações não eram tão relevantes assim , pois os dados sozinhos eram insuficientes para dar a um concorrente uma vantagem competitiva de fato.
Em 28 de fevereiro a Policia Federal anunciou a prisão de quatro vigilantes de um terminal de contêineres no porto do Rio e a recuperação dos quatro notebooks e um dos discos rígidos , o outro foi destruído . Os equipamentos estavam na casa dos acusados , seguranças da empresa Bric Log , que atua para a Poliporto na zona portuária e constatou-se tratar apenas de um crime comum , nada tendo a ver com espionagem como aventado . ( F S P , 29.02.2008 , p. B-1) .
SEGURANÇA DOS DADOS DO PRÉ-SAL
A Aepet Associação dos Engenheiros da Petrobrás acionou em agosto de 2008 o Ministério Público para questionar um contrato firmado entre a ANP e a empresa norte-americana Halliburton .
A Landmark Digital and Consulting Solutions , subsidiária da Halliburton no Brasil , é responsável pelo gerenciamento dos dados de Exploração e Produção (BDEP) , da ANP desde 2001 .
Em dezembro de 2005, a diretoria da ANP aprovou a renovação do contrato sem licitação , informando que o sistema de gerenciamento da Halliburton já era utilizado pela Petrobrás quando foi transferido para a agência em 2000 .
No BDEP , ficam armazenados os dados de sísmica e as informações relativas aos métodos usados nas pesquisas . As empresas são obrigadas a enviar esses dados á ANP . Para a Aepet há dúvidas sobre a segurança do sigilo dos dados , ainda mais que o diretor da ANP responsável pelo banco de dados é um ex-diretor da própria Halliburton , Nélson Narciso nomeado em 2006 . ( F S P , 18.08.2008 , p. B-5) .
TUPI E GEOPOLÍTICA NA AMÉRICA LATINA
A transformação do Brasil em grande exportador de petróleo pode alterar significativamente a geopolítica mundial . Como assinala Paul Isbell , do Real Instituto Elcano , “ se os EUA pudessem depender só da energia das Américas , quer dizer , se as Américas pudessem ser auto-suficientes em energia , ficariam livres e afastadas das rivalidades entre os grandes consumidores da Eurásia ( Europa e Ásia) pelos recursos energéticos do “Grande Crescente “ ( Oriente Médio, Ásia Central e Rússia ) “. ( F S P , 3.3.2008, p. B-4) . Em termos de América Latina a consolidação das descobertas eliminaria a hegemonia energética da Venezuela .
A Venezuela exerce papel crucial na equação energética da Nicarágua, Cuba e países centro-americanos e tem liderança sobre Bolívia e Equador na questão energética. .
Além de modificar substancialmente o status do Brasil no contexto internacional as descobertas tornarão o país totalmente independente de combustível , incluindo o abastecimento de gás do qual atualmente o país depende da Bolívia .
Em depoimento feito no dia 14 de maio de 2008 à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados , o presidente da Agência Nacional de Petróleo Haroldo Lima , ex-deputado do PC do B , afirmou que há preocupação em relação à localização das novas reservas de petróleo do país . “Os Estados Unidos não respeitam muito esse negócio de 200 milhas ... Se ele [EUA] cismar que essas 200 milhas não existem , nós estamos com um problema aí . Nós precisamos tomar medidas com relação à defesa “. ( F S P , 15.05.2008 , p. B-4) .
O Brasil é signatário da Convenção de Montego Bay, da ONU , que reconhece o limite de 12 milhas náuticas territoriais e mais 188 milhas de Zona Econômica Exclusiva , podendo ser prolongada até 300 milhas se houver prolongamento da plataforma continental , o que pode ser verificado tecnicamente .
O comandante do Comando Sul dos Estados Unidos , almirante James Stavridis , sobre o assunto afirmou “ Os EUA vão respeitar os mares territoriais e as Zonas Econômicas Exclusivas das nações do mundo “. Segundo chefe do Estado Maior da Defesa , almirante de esquadra Marcos Martins Torres , não há chance de violação da ZEE pelos EUA. ( F S P , 16.05.2008 , p. B-7) .
Ao que parece , o governo brasileiro pretende ser generoso com o petróleo . Marco Aurélio Garcia , assessor especial para assuntos internacionais , em debate sobre integração regional no Foro de São Paulo , realizado em junho de 2008 afirmou : “ Tivemos recentemente grandes descobertas de petróleo em nosso litoral . Nós queremos também que a América Latina participe da produção petrolífera , que tem de ser um instrumento que alavanque não só a economia brasileira , como também a economia de toda a região “ ( Veja, 4.6.2008, p. 137) .
Demonstrando a importância geopolítica do petróleo , o presidente venezuelano Hugo Chávez na 5ª Reunião de Cúpula da PetroCaribe, organização regional liderada pela Venezuela e formada por 18 países da América Central e do Caribe , propôs que enquanto o preço do petróleo estiver acima de US$ 100 , os países do grupo poderão pagar 40% do que comprarem em até 90 dias e o restante em 25 anos . Atualmente eles pagam 50% em 90 dias . ( F S P , 14.07.2008 , p. A-14) .
CARIOCA
Em 14 de abril de 2008 o diretor geral da Agência Nacional de Petróleo Haroldo Lima, afirmou em um seminário que o campo conhecido como “Carioca “ ou “Pão de Açúcar “, que faz parte do bloco BS-M-9 e fica próximo dos campos de Tupi e Júpiter pode ter reservas de até 33 bilhões de barris ou seja , até cinco vezes mais petróleo de que Tupi .
O campo , operado por um consórcio formado pela Petrobrás ( 45%) , British Gás( 30%) e Repsol YPF ( 25%) , se confirmado seria a maior descoberta feita no mundo nos últimos 30 anos e o terceiro maior campo do planeta na atualidade .
A descoberta não foi confirmada pela Petrobrás , que ainda depende da perfuração de outros poços, mas o anúncio influenciou o mercado fazendo as ações da Petrobrás subirem 7,67% as ordinárias e 5,62% as preferenciais no dia , elevando o valor de mercado da empresa em R$ 26 bilhões .
Segundo Giuseppe Baccoccoli , pesquisador do Coope/ UFRJ , “ a estimativa inicial era de que existisse uma reserva de 70 bilhões de barris em toda a camada pré-sal . Mas , se só esse novo campo tiver mesmo 33 bilhões de barris , as previsões terão que ser refeitas , para cima” . ( F S P , 15.04.2008 , p. B-1) .
Álvaro Ribeiro , diretor da petroleira portuguesa Partex, estima que em 2030 a produção de óleo brasileira chegue a 3 milhões de barris , projeção conservadora pois em 2030 o Brasil estaria consumindo praticamente toda a produção . Estimativas mais otimistas feitas por Edmar Almeida da UFRJ apontam uma exportação de 2 milhões de barris/dia em 2018 o que daria um saldo comercial para o Brasil de US$ 70 bilhões a preços de hoje .
Mesmo com o espetacular crescimento das exportações de petróleo , como a economia brasileira está em forte crescimento , em dez anos o petróleo poderá representar de 15 a 20% do PIB ( 8,11% em 2004) , não se caracterizando uma forte dependência como no caso dos países árabes onde o percentual supera 50% do PIB . ( F S P , 17.04.2008 , p. B-13) .
INVESTIMENTOS DE 2008 a 2012
Segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo , serão investidos no Brasil de 2008 a 2012 , pelo menos US$ 72 bilhões em exploração e produção de petróleo e gás, sendo US$ 54,5 bilhões da Petrobrás e US$ 17,5 bilhões pelas demais empresas do setor .O setor de petróleo como um todo , incluindo os outros elos da cadeia receberá um investimento de US$ 128 bilhões , sendo US$ 97,4 bilhões da Petrobrás e US$ 30,6 bilhões de outras empresas .
Segundo o presidente da Petrobrás o plano de investimentos da empresa até 2012 é de US$ 112,7 bilhões , sendo US$ 104 bilhões de geração de caixa , portanto a crise financeira internacional e mesmo a baixa do preço do petróleo não deve ter influência significativa nos planos de produção da empresa , a não ser que a crise se prolongue por muito tempo , afetando significativamente a disponibilidade para investimentos . ( F S P , 17.09.2008, p. B-8) .
Apenas o campo de Tupi deve consumir investimentos de US$ 50 bilhões em 10 anos . Existem no Brasil 304 mil km2 sob concessão para atividades de exploração e produção de petróleo e gás em terra e no mar . ( F S P , 20.04.2008 , p. B-3) .
Por conta das novas descobertas a Petrobrás vai encomendar prioritariamente à indústria nacional 230 embarcações de 2008 a 2017 . Por meio de licitação serão contratados 146 barcos de apoio à exploração e produção marítima de petróleo até 2014 , com investimentos de US$ 5 bilhões . Nos editais haverá exigência de conteúdo nacional de peças e equipamentos de 80%.
Com o mesmo modelo serão afretadas 40 sondas de perfuração até 2017 . Nesse caso o país não terá condições de atender toda a encomenda pois o Brasil nunca produziu sondas . Em 30 de maio a diretoria da Petrobrás aprovou o aluguel no exterior dos 12 primeiros navios-sonda. As 12 unidades serão construídas fora do país por falta de capacidade técnica dos estaleiros brasileiros . Dez sondas serão montadas por empreiteiras brasileiras em estaleiros no exterior . Para as outras duas , a estatal fará a encomenda a empresas estrangeiras . As próximas poderão ser construídas no Brasil , o que demandará grandes investimentos em infra-estrutura . Segundo o Sinaval ,os estaleiros brasileiros precisam de pelo menos quatro anos para gerar a capacidade e dominar procedimentos e tecnologia de construção . ( F S P , 31.05.2008 , p. B-5) .
A exploração do pré-sal pode produzir uma revolução na indústria de construção naval brasileira . Segundo cálculos do Sinaval ( Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore) , estão previstos 338 empreendimentos nos próximos oito ano , o que inclui entre outros , 49 navios petroleiros encomendados pela Transpetro no Promef 1 e 2 , 146 navios de apoio marítimo a plataformas de produção de petróleo , 6 plataformas de produção de petróleo e 28 navios sonda de perfuração . O país tem 26 estaleiros de grande e médio porte com capacidade de processamento de aço de 630 mil toneladas por ano e já voltou ao patamar de 40 mil empregos, o mesmo da década de 1970 e deve chegar a 70 mil até 2013 . O número de encomendas pode dobrar ou triplicar com o pré-sal . Ainda é impossível mensurar o impacto que ele terá para o setor . ( F s P , 30.08.2008, p. B-11) .
A Petrobrás anunciou em 15 de setembro a contratação de dez plataformas flutuantes ( do tipo FPSO) , que produz, estoca e escoa petróleo ), para a área do pré-sal . As duas primeiras serão afretadas de terceiros e usadas nos projetos piloto de desenvolvimento das reservas da bacia de Santos , devendo ser instaladas em 2013 e 2014 . Cada uma terá capacidade para produzir 100 mil barris de petróleo e 5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia .. As outras oito serão da Petrobrás e terão capacidade de 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia e serão instaladas entre 2015 e 2016 . Os cascos destas unidades serão construídos em série , em processo de produção inédito no Brasil em dique seco do estaleiro Rio Grande , no Rio Grande do Sul, alugado pela Petrobrás por dez anos .
Os primeiros sistemas produtivos ( plataformas ,dutos e navios) , a serem implantados na bacia de Santos , seguirão o modelo da Bacia de Campos e deverão produzir cerca de 150 mil barris por dia ao custo de US$ 6 a US$ 8 bilhões cada . ( F s P , 16.09.2008,,p. B-7) .
A cadeia de produção do setor ficou tão desarticulada que atualmente nem âncoras se fabricam no Brasil para navios de grande porte , bem como luminárias específicas para navios , armários, fogões e até equipamentos mais sofisticados . Com o crescimento das encomendas , este setor irá deslanchar e os grandes fornecedores internacionais terão que se instalar no país ou firmar parcerias .
A Transpetro encomendou em 2006 26 navios por licitação , contratando os chamados estaleiros virtuais , que não possuíam ainda instalações montadas . Dois deles – o Rio Naval ( grupos MPE, Iesa e Sermetal) e Atlântico Sul ( Camargo Corrêa e Queiroz Galvão ) venceram a maior parte dos contratos e vão construir , ao todo, 19 embarcações . O Atlântico começa a funcionar em julho de 2008 e o Rio Naval ainda negocia com os proprietários do antigo estaleiro Ishibrás , na região do porto do Rio .
Em julho de 2008 a Transpetro anunciou a licitação de mais 22 navios , a um custo estimado de R$ 2 bilhões . Os navios terão que ser feitos obrigatoriamente no Brasil. ( F S P , 8.7.2008 , p. B-4) .
A Petrobrás deverá contratar 14.000 funcionários só para trabalhar no pré-sal . O esquema de transporte de funcionários terá que ser revisto pois os helicópteros não tem autonomia para voar , lotados , todo o percurso de ida e volta até os novos campos . Da mesma forma terá que encontrar uma forma eficiente de trazer o óleo e o gás até a costa .
Já se sabe que no campo de Júpiter será possível retirar 50 milhões de metros cúbicos de gás por dia . Entre as possíveis soluções está a construção de usinas térmicas ao lado das plataformas para transformar o gás em energia em ato-mar e transportá-la via cabo . Outra solução é liquefazer o gás em alto-mar , e uma terceira opção seria reinjetá-lo no subsolo para aumentar a produção de petróleo . ( Exame, 27.08.2008, p. 37) .
A alternativa mais em cogitação é a transformação do gás natural em GNL , com uma unidade flutuante com capacidade de processar de 10 a 20 milhões de metros cúbicos por dia e transportá-lo por navios até unidades de regaseificação para abastecimento doméstico ou exportá-lo . Não existe no mundo tal tipo de exploração a 300 km da costa segundo a diretora de Gás e Energia da Petrobrás , Maria das Graças Foster . Ainda não há estimativas para o volume de gás natural existente na bacia de Santos . O custo do projeto pode ficar entre US$ 3,5 a US$ 10 bilhões . ( F S P , 9.9.2008, p. B-10) .
Com a grave crise econômica em curso no mundo todo , o presidente da Petrobrás , Sérgio Gabrieli em entrevista deixou claro que provavelmente o cronograma de investimento para o pré-sal deverá ser alongado “ o atual é de 2008 a 2012 . O próximo poderia ser de 2009 a 2013 , ou de 2009 a 2020 .
Para ele , “ o que sabemos é que os custos de produção de petróleo, em termos de novas descobertas , aumentaram substancialmente , porque o novo petróleo vem de áreas mais difíceis de produzir . Os barris marginais adicionais advindos dessas novas fronteiras são mais caros que os atuais .”
“O problema de financiamento do pré-sal, afeta fortemente as regras . Porque ele é um investimento longo . Terá resultados positivos durante um período longo . Mas no início terá só investimento , só desembolso , não tem retorno de caixa . Então, essa situação de agravamento das condições de financiamento vai afetar a discussão do pré-sal .O pré-sal não está ameaçado pelo preço atual do petróleo . O problema não está aí , está em que vou precisar durante muitos anos de financiamento para ter uma primeira produção “ ( F S P , 22.10.2008 , p. B-4) .
MODELOS DE EXPLORAÇÃO
Regimes Jurídicos Aplicáveis á Exploração e Produção
regime Tipo acordo Gestão emprendim.
Monopólio Serviço puro Empresa estatal
Monopólio Serviço cláusula risco Expl.contratada
Prod. Compartilhada
Aberti Participação Compartilhada
Aberto Partilha produção Contratada
Aberto Concessão Concessionária
Propriedade petróleo e GN Participação governamental
Empresa estatal Proporcional volumes produzidos
Empresa estatal Após ressarcimento investimentos
Da contratada
Compartilhada Proporcional volumes produzidos
Óleo custo – contratada
Óleo lucro – compartilhada Após ressarcimento investimentos
Da contratada
Empresa concessionária Proporcional volumes produzidos
In Veja, 11.11.2009, p. 53.
CONTRATO DE CONCESSÃO
O regime que atualmente é usado no Brasil é o de contrato de concessão . Por ele , empresas privadas adquirem em leilões de concessão , licenças que lhes dão o direito de explorar o petróleo por sua conta e risco . Todo o produto extraído é de propriedade da empresa e ela paga royalties e impostos sobre faturamento , assumindo o risco da exploração .
Reunidas no IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo , Gás e Biocombustíveis , a indústria do petróleo comunicou ao governo o resultado do estudo de simulações com um possível novo modelo onde a alíquota da participação especial ( imposto cobrado de quem explora campos de alta produção ) subiria dos atuais 40% sobre a receita de exploração para até 80% . É a mesma tese defendida pela ANP que propõe a edição de um decreto alterando as alíquotas de participação especial , em vez de tentar uma mudança na Lei do Petróleo.
A conclusão é de que há espaço para aumento da alíquota sem alterações no regime de concessão atual para outro regime de partilha de produção ou contrato de prestação de serviços . No sistema de partilha de produção a compra de equipamentos teria que passar pelo crivo do governo o que tornaria a operação menos ágil em o sistema de contrato de prestações de serviços foi considerado inviável . ( F S P , 15.05.2008 , p. B-1) . O regime de concessão , que vigora no Brasil , é usado na Europa , nos EUA , no Canadá e em outros países .
O aumento da alíquota é uma tendência mundial . Nos EUA a participação governamental subiu da faixa de 45 para 50% . Na Venezuela de 85 para 90% e na Rússia de 75 para 85% . ( F S P , 17.08.2008, p. B-7) .
O sistema de leilão feito pela ANP significa que “ todo o óleo extraído passa a pertencer às empresas vencedoras,que compram bilhetes premiados – graças a 50 anos de trabalho da Petrobrás – e ganham o direito de exportar a quantidade que desejarem , no ritmo que definirem ,pagando impostos risíveis . Se, em situação de emergência , tiverem de dar prioridade ao mercado interno , entregam-nos o óleo ao preço vigente no mercado internacional .O Brasil passa a importar petróleo brasileiro . A lei atual nos impede de planejar , de forma racional , a exploração de um recurso não-renovável , estratégico , de fortes implicações geopolíticas . É preciso mudá-la . Há muitas opções a serem debatidas . Porém , fundamentalmente , teremos de decidir , nos próximos anos , se queremos ser México ou Noriega “ . ( César Benjamin, , in FSP 31.05.2008 , p. B-2) .
No sistema atual , a empresa vencedora paga o governo por meio de royalties . Os royalties são alíquotas pagas mensalmente sobre o valor total da produção de cada campo de acordo com o volume produzido e as características do campo ( terra, águas rasas , águas profundas) . Em um campo com alíquota de 10% os royalties são repartidos da seguinte forma : Municípios produtores e limítrofes – 26% , Estados 25% , Marinha 18% , Ministério da Ciência e Tecnologia 13% , Cidades com instalações de petróleo 9% e Fundo Especial ( que segue o FPM ) 9% .
Pode pagar também a chamada “participação especial” , compensação financeira cobrada trimestralmente nos campos de grande produção ou alta rentabilidade e que varia de 10 a 40% . Segundo os dados atuais este pagamento atualmente é inexpressivo . De74 campos no mar , apenas 16 pagam participação especial e dos 186 em terra apenas 6.
Em 2008 os dez municípios que mais arrecadaram em roylaties e participações especiais foram Campos – R$ 333,091 milhões; Macaé R$ 173,250 milhões , Rio das Ostras R$ 101,701 milhões , Cabo Frio – R$ 70,569 milhões , Quissamã – R$ 50,266 milhões , Angra dos Reis – R$ 33,951 milhões , Rio de Janeiro – R$ 25,536 milhões , São João da Barra R$ 33,676 milhões , Casemiro de Abreu – R$ 28.328 milhões e Búzios R$ 23,879 milhões . ( F S P , 22.06.2008 , p. B-16) .
O proprietário da terra onde se realiza a atividade de produção tem direito a 1% da receita bruta da produção de petróleo e gás natural .
Para o geólogo Saul Suslick , do Centro de Estudos do Petróleo da Unicamp, “O atual regime, de contrato de concessão , é perfeitamente adequado à exploração de novas reservas ... não vamos alcançar a eficiência necessária se alterarmos o marco regulatório a todo momento . Isso afugenta investimentos” . ( Veja, 20.08.2008, p. 62) . Considerando o imenso volume de investimentos que será necessário para a exploração do pré-sal , apenas o governo não terá recursos suficientes para tanto, sendo indispensável o concurso de capitais privados . ( F S P , 29.08.2008, p. B-5) .
Osvair V. Trevisan e Saul B. Suslick , da Unicamp , completam “ Os [contratos] de concessão são mais práticos de serem gerenciados , uma vez que usam taxas e regras públicas conhecidas por todos os protagonistas . Sua administração é normalmente feita por um órgão de Estado que, na maioria das vezes, é uma agência reguladora . Esses órgãos gerenciam a apropriação da renda petroleira destinada ao Estado por meio de participações governamentais . No Brasil , essa tarefa cabe à ANP ( Agência Nacional do Petróleo ) . Nesse sistema , todos os riscos da atividade correm integralmente por conta dos concessionários “ . ( F S P , 30.08.2008,p.A-3) .
Para o geólogo Robert George “ o fato é que o Brasil tem um sistema que vem funcionando muito bem nos últimos dez anos ou mais . Não há nenhuma razão óbvia para que o país mude as regras de modo fundamental . Talvez existam alguns objetivos adicionais que o Estado queira atingir , mas esses mesmos objetivos talvez possam ser alcançados no modelo já existente . A Petrobrás tem muita experiência e é líder mundial em tecnologia voltada à exploração de águas profundas e na prospecção de novas reservas , a despeito de qualquer coisa . Por isso é natural que a Petrobrás esteja á frente de qualquer decisão em relação ao modelo que venha a ser adotado “ . ( F S P , 29.08.2008, p. B-5) .
Porém , aumentar apenas a participação especial mantido o sistema atual não garantiria mais dinheiro para a União , uma vez que os recursos tem que ser repartidos com os Estados e Municípios . E, quanto mais aumentar a participação especial, menor será o lucro da Petrobrás , prejudicando também a arrecadação do Imposto de Renda, assim como a receita oriunda dos dividendos . Ou seja, a revisão com o aumento da tributação teria que ser acompanhada de uma nova repartição , com maior percentual para a União .
PARTILHA DE PRODUÇÃO
A Petrobrás , conforme seu presidente José Sérgio Gabrielli prefere o sistema de partilha de produção ,pois o aumento da tributação penaliza mais a Petrobrás , “porque quem paga mais impostos somos nós [Petrobrás] , que temos 60% das áreas “. ( F S P , 23.05.2008 , p. B-3) . No esquema de partilha de produção , a petrolífera ganha o direito de explorar uma área e fica com parte da produção , mas a maior parcela vai para o Estado . É o modelo preferido dos países que tem grandes reservas de petróleo , porque se apropriam mais dos recursos gerados pelo petróleo.
No sistema de partilha os riscos das atividades de exploração são assumidos pelos contratados , que serão ressarcidos apenas se fizerem descobertas comerciais . Esse pagamento é feito com o custo em óleo ( chamado de óleo-custo) , em valor suficiente para ressarcir as despesas da(s) empresa(s) contratada(s) . O restante da produção ( excedente em óleo ,chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e a(s) contratada(s) .
Gabrielli em depoimento no Congresso em 3 de junho de 2008 voltou a defender o sistema de partilha da produção , pois dá ao governo um poder de interferência maior na produção . Para ele não é necessário criar uma nova estatal do setor petrolífero para adotar os contratos . ( F S P , 4.6.2008, p. B-6) . No caso do pré-sal o risco de não encontrar petróleo é inexistente ou muito pequeno e por isso é que a Petrobrás prefere a partilha pois a concessão pressupõe risco exploratório .
A partilha prevalece em nações da África e da Ásia – Argélia, Angola , Nigéria , China , Índia entre outros .
Para Osvair V. Trevisan e Saul B. Suslick , da Unicamp , “os contratos de partilha , por sua vez, tem uma operação mais complicada . Necessitam do gerenciamento de um corpo de especialistas , pois envolvem elevados níveis de complexidade e riscos .São baseados no cálculo da renda auferida depois de descontados os gastos com a exploração e os custos da produção do óleo . O governo é responsável pelos custos da atividade exploratória e da produção . “ Para eles , “è inegável que o regime de partilha é um sistema mais oneroso na gerência dos contratos com as empresas , sem falar na questão dos maiores riscos que traz ao controle de fraudes . O Brasil tem hoje um sistema moderno e elogiado de gerência dos contratos e não há porque complicar , retrocedendo a um sistema de partilha . E, se não o tivermos, não necessitamos de outra empresa estatal de petróleo .” ( F s P ,30.08.2008, p. A-3) .
PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS
Um terceiro modelo seria o de prestação de serviços . Nele as empresas estatais tem o monopólio de exploração e arcam sozinhas com custo e risco . Ou a União contrata empresas para explorar o petróleo . É um modelo que menos gera novas tecnologias , porque as empresas contratadas não são donas , nem sócias do negócio . A prestação de serviço é adotada na Venezuela e no México e Arábia Saudita .
MODELO NORUEGUÊS
A Noruega possui uma estatal , a Petoro que se associa a grupos de capital aberto para investir na exploração . A Petoro não opera os poços . Ajuda a financiar, não cobra royalties ou bônus de assinatura , mas um imposto único de 78% sobre a produção ., independentemente do preço do petróleo . Os dividendos são depositados em um fundo soberano e aplicados exclusivamente no exterior . O fundo tem US$ 420 bilhões e apenas 4% podem ser investidos na própria Noruega, o que garante que o capital do fundo seja preservado . O fundo também pode ser usado para pagar aposentadorias dos cidadãos noruegueses .
O gestor do FPG, Yngve Slyngstad afirmou “ A idéia é que o petróleo que jorra no mar nunca chegue à costa”. O fundo aloca 60% dos recursos em participações minoritárias em empresas ( cerca de 7.000 ao redor do mundo) e 40% em renda fixa . Seguindo essa regra o fundo obteve um retorno anual médio de pouco mais de 4% na última década . O fundo pertence ao Ministério das Finanças , órgão responsável por ditar as políticas de investimento . Mas a operação do dia a dia fica a cargo do Norges Bank , o banco central do país . ( Exame, 23.09.2009, p. 44) .
A Noruega tem duas estatais . A Petoro , empresa 100% estatal , que tem apenas 60 funcionários e escolhe os blocos em que vai ser sócia , e adquire sempre uma fatia minoritária . Ela não opera os blocos , mas participa dos investimentos e recebe de volta a sua parte em petróleo . A receita da venda dessa produção, feita por uma empresa contratada , é aplicada em um fundo soberano .
Segundo o diretor-geral do Ministério de Petróleo e Energia da Noruega , Bjarne Moe , “ se você está procurando corrupção , as possibilidades são enormes . “ Na Noruega , este problema não existe pois a corrupção é “praticamente inexistente “ , mas no Brasil.... Segundo ele , o modelo funciona de forma confiável no país , com regras estáveis que já duram mais de 40 anos , outra coisa difícil de acontecer no Brasil .
As brechas para a corrupção estariam no sistema de licenciamento vigente no país . Ao contrário do que ocorre atualmente no Brasil, na Noruega as companhias petrolíferas não vão a leilão para adquirir as concessões que permitem a exploração dos campos licitados pelo governo . Cabe ao governo decidir quais empresas terão direito à licença . Para a escolha , são levados em consideração critérios como expertise técnica , capacidade financeira e conhecimento geológico dos interessados . A decisão é tomada pelo Ministério do Petróleo e Energia com base em recomendações feitas pela Petoro . Quando o bloco é considerado estratégico , as empresas privadas são obrigadas a aceitar a participação da estatal ,que entra com parte dos investimentos do projeto .( F S P , 6.9.2008, p. B-14) .
O governo decide inclusive se a Petoro será ou não sócia daquele campo . A empresa tem participações que vão de 5% a 65% em vários campos de petróleo na plataforma continental . Optando por essa via , o governo teria que garantir fontes de financiamento para a futura estatal .
Se o governo decide que a empresa deve ficar de fora da área o Estado deixa de ter participação direta no negócio , não lucrando com o faturamento do consórcio , mas recebendo impostos pagos pelas petrolíferas , atualmente na faixa dos 78% . Os tributos são cobrados de todas as empresas do setor , já a Petoro é isenta . ( F s P , 21.08.2008, p. B-5) .
A Statoil Hydro , é uma companhia estatal de capital aberto , com 62,5% do governo . Ela disputa as concessões com o setor privado e paga a mesma carga de impostos sobre a produção . ( Exame, 27.08.2008, . 26) .
SISTEMA MISTO
Combina o modelo de concessão com o de partilha . O Brasil pode adotar esta alternativa ao estudar a adoção do modelo norueguês para as reservas do pré-sal e a manutenção das concessões nas demais áreas.
Tramitam no Congresso em 2008 pelo menos 12 projetos de mudança na Lei do Petróleo e mais oito emendas à PEC da reforma tributária . A maioria dos especialistas defende que a receita adicional gerada pelo pré-sal fique com a União e não com os municípios, pois seriam muitos recursos para poucas cidades em detrimento das demais .
FUNDO DE PETRÓLEO BRASILEIRO
O embaixador José Viegas Filho apresenta proposta de constituição de um fundo nacional por meio do qual a renda gerada pelas novas reservas de petróleo seria usada exclusivamente para o desenvolvimento a longo prazo .
A criação do fundo se baseia em duas premissas principais : a) assegurar que uma parcela razoável da riqueza produzida pelo petróleo seja utilizada em proveito de gerações futuras e b) não permitir que os recursos sejam utilizados de maneira incompatíveis com a ética , com os interesses de longo prazo da nação e com a proteção do meio ambiente .
A Noruega adotou este procedimento para com suas reservas de petróleo e já dispõe de um fundo com mais de US$ 300 bilhões . ( F S P , 29.04.2008 , p. A-3) . Na Noruega os recursos vão para um fundo que só investe no exterior para não valorizar a moeda nacional e assim prejudicar as exportações . Desse fundo, apenas 4% dos rendimentos podem ser aplicados no país .
México e Indonésia sofreram a chamada “doença holandesa” ,causada pela súbita inundação de divisas externas , e torraram suas reservas em poucos anos , permanecendo pobres e periféricos . Uma injeção maciça de petrodólares valorizaria ainda mais o real , desestimulando as exportações e liquidando com a indústria nacional , daí a importância de manter este dinheiro em um fundo no exterior . O resultado seria inflação e desinfustrialização , aumentando mais ainda o subdesenvolvimento e a pobreza .
NOVA ESTATAL ?
O Ministro das Minas e Energia Edison Lobão apresentou a proposta de criar uma nova estatal do petróleo para administrar as reservas da camada pré-sal , a “Petrosal”, ou “Petrossauro”.
. Como o PMDB não tem controle sobre a Petrobrás , área de influência do PT e especialmente do grupo da ministra Dilma Roussef, a idéia é criar uma nova empresa e assim surgirão muitos novos cargos que poderão ser preenchidos com a influência dos políticos do PMDB .
A nova empresa não irá operar os campos , mas apenas administrar os contratos de produção compartilhada com empresas privadas e a Petrobrás , que poderia ainda ser contratada para comercializar a parte do petróleo que caberia ao Estado .
Pela proposta , a Petrobrás a nova estatal administrará as reservas do pré-sal que ainda não foram licitadas . Em oito deles foram feitas descobertas e a empresa investiu US$ 1,6 bilhão só na perfuração de 17 poços . ( F S P , 26.07.2008 , p. B-6 ) .
A decisão de não entregar à Petrobrás todas as áreas da camada pré-sal teria dois motivos 1. A Petrobrás é um empresa mista , com participação de capital privado ; 2. A estatal se transformaria numa empresa gigantesca , com poderes demais , podendo representar riscos no futuro , como já ocorreu na Venezuela , onde diretores da estatal PDVSA participaram de articulações golpistas .
Para David Zylbersztajn , ex-diretor geral da ANP “Não faz sentido mudar a lei . É mais fácil mudar o decreto . A participação especial poderia chegar a 80% , mas não tem lógica o país criar uma nova estatal para gerenciar a partilha de produção [ que remunera o Estado por meio de óleo e não em dinheiro com pagamento de royalties ]. Petróleo não enche a barriga de ninguém . O que interessa é como a sociedade pode usufruir melhor da renda gerada .” ( F S P , 14.06.2008 , p. B-7) .
Com certeza muitos políticos estão interessados na criação de uma nova estatal , pois serão dezenas de novos cargos muito atraentes a serem preenchidos mediante influência política .
Como até agora foi encontrado óleo em todos os poços perfurados no pré-sal da Bacia de Santos , o risco é zero .
A condenação á criação de uma nova estatal foi diversificada . Para o ex-diretor de Gás e Energia da Petrobrás, Ildo Sauer, “ Esse não é um assunto para ser decidido exclusivamente pelo Executivo ou por meia dúzia de ministros . É uma questão que deve envolver o Congresso Nacional e a sociedade brasileira , que deve ser consultada sobre como o país deve se apropriar destes recursos ... Não acho que a riqueza gerada por essa nova fronteira de exploração deva ficar exclusivamente com a Petrobrás , mas tirar dela o direito de explorar essa nova área é um crime , é ingenuidade ou má fé “ . Segundo ele, para alcançar o estágio tecnológico atual , a Petrobrás foi obrigada a investir bilhões de dólares em pesquisa , que permitiram que ela alcançasse a camada pré-sal.
Segundo Giuseppe Bacoccoli, professor da UFRJ , “A descoberta do pré-sal foi da Petrobrás . Os direitos do descobrimento são da Petrobrás . Aliás , são dos acionistas da Petrobrás .Como fica o acionista nessa situação ? A idéia de criar uma estatal é absurda “. “ No sistema de concessão , as empresas pagam ao Estado em dinheiro. E quem determina esse percentual é o próprio governo . Já no sistema de partilha, o que será dividido é o próprio óleo . Mas , em ambos , quem determina as regras é o governo . Por isso mesmo , não faz sentido criar uma estatal . “
Adriano Pires , diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura , CBIE também afirma “ sou radicalmente contra . No Brasil, criar estatal é criar cabide de emprego . E para administrar as áreas do pré-sal já existe órgão regulador “ . ( F S P , 11.08.2008, p. B-8) .
Para Saul Suslick diretor do Centro de Estudos do Petróleo da Unicamp, “Criar uma nova empresa é trazer para o Estado os riscos da exploração . Ninguém na indústria do petróleo assegura que o risco de exploração é baixo . É uma visão anacrônica de que o Estado tem que ser o principal gestor dos recursos do subsolo . Hoje o modelo já assegura que os recursos são do Estado” .
O senador Aloizio Mercadante , presidente da Comissão de Assuntos Econômicos do Senado , do PT, defendeu a proposta governista de criação de uma nova estatal afirmando “ Seria uma espécie de escritório de representação com não mais de 16 pessoas “ . É incrível acreditar que caso seja criada uma empresa desta , ela teria apenas 16 funcionários . Na verdade , seria uma empresa com centenas ou milhares de funcionários , a maioria nomeados por políticos e em cargos de comissão , sem concurso e com polpudos salários .
A indefinição sobre o marco regulatório já causou efeitos sobre a cotação das ações da Petrobrás . Os papéis PN desvalorizaram-se 23,62% em 2008 . Diante das perdas , o valor da Petrobrás após atingir o pico de R$ 472,5 bilhões no final de maio , caiu para R$ 333,2 bilhões em 8 de agosto , o menor valor desde os R$ 285,3 bilhões alcançados em setembro de 2007 . ( F s P , 12.08.2008, p. B-3) .
O presidente da Apimec – Associação dos Analistas e Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais , Luiz Fernando Lopes Filho , não descartou a possibilidade de a questão parar na Justiça, devido á desvalorização dos papéis da Petrobrás em caso de criação de nova estatal “ Pode ir para o Supremo e se alongar durante muito tempo , sim “.( F S P , 14.08.2008, p. B-1) .
Stephen Kanitz afirma “ enquanto o governo dos Estados Unidos fortalece as suas empresas de petróleo, fazendo até guerra por elas, nós estamos deliberadamente enfraquecendo a Petrobrás , dividindo-a em duas . Seus engenheiros serão conhecidos como os que se esforçam e pesquisam , mas não levam. ( Veja, 10.09.2008, p. 28) .
A Petrobrás reconhece o interesse público nas novas áreas como declarou o diretor de Exploração e Produção da empresa , Guilherme Estrella , “ o aproveitamento dessas riquezas é questão do Estado brasileiro , que certamente não vai levar em consideração o interesse privado . Na hora que o presidente diz que a riqueza tem que ser revertida ao povo brasileiro e não para empresas A.B ou C , o presidente deu a entender que é interesse de Estado e público , que se sobrepõem a interesses privados” . Porém , Estrella entende que as novas regras terão validade apenas para as novas áreas que ainda não foram licitadas “ A decisão do CNPE do ano passado reafirmou o fato de que os contratos assinados serão respeitados. Estou refletindo a decisão formal do CNPE de retirar os blocos da rodada no ano passado” . ( F s P ,20.08.2008, p. B-3) .
Em 19 de agosto de 2008 o presidente Lula afirmou em reunião com presidentes e líderes de partidos aliados , que criará uma nova estatal para cuidar apenas das reservas de petróleo do pré-sal que ainda não foram leiloadas . ( F s P , 20.08.2008, p. B-1) .
COMISSÃO INTERMINISTERIAL
Em julho de 2008 o governo criou uma comissão interministerial para definir as novas regras para exploração de petróleo e gás no pré-sal.
Desde sua criação até abril de 2009 , foram dez encontros , o último em 27 de janeiro . A partir daí , o governo vem alegando desencontro de agendas , ausência de ministros, entre outros fatores, para não se reunir .A sugestão de mudança deveria ter sido entregue ao presidente em setembro de 2008 .
Em 1 de maio Lula cobrou urgência nos trabalhos “ Lobão , Dilma e Mantega, tem a responsabilidade de criar um novo marco regulatório para o pré-sal , e isso é urgente . Não tem um país no mundo que tenha encontrado muito petróleo e não tenha mudado a regulamentação “.
O engenheiro Renato Bertani, ex-executivo da Petrobrás e atualmente sócio da consultoria americana Thompson Knight afirma que a decisão do governo de suspender a licitação das áreas de exploração de petróleo na camada pré-sal, significa perdas para o país , de US$ 10 bilhões a cada ano de atraso no desenvolvimento da produção , em receitas com royalties , em participações especiais e com Imposto de Renda . Os cálculos foram feitos com o preço do petróleo a US$ 70 o barril e reservas da ordem de 50 bilhões de barris . A perda pode ser compensada quando a produção começar e significa apenas que os recursos não chegam antes à sociedade . ( F S P,2.5.2009, p. B-1) .
FUNDOS DE PETRÓLEO
1. Alasca , EUA . Criado em 1976 . Objetivo : financiar ações ambientais e repartir a renda do petróleo após o fim das reservas . Arrecadação : cobrança de taxas das empresas que exploram o petróleo . Volume de recursos : US$ 37,3 bilhões . Distribuição : Moradores com mais de 12 anos de residência recebem bônus obtido com investimentos de 50% do capital . O resto permanece guardado . A administração é independente e não há capital do governo . Mudanças na lei exigem referendo .
2. Noruega . Criado em 1990 . Objetivo : Complementar as finanças do governo e fornecer auxílio para idosos . Arrecadação : Dinheiro que sobra após cobrir o déficit orçamentário . O restante vai para investimentos . Volume de recursos : US$ 480,16 bilhões . Distribuição : o dinheiro é distribuído na forma de pensões para idosos e usado em programas sociais na área de saúde . O governo não possui ingerência sobre o fundo .
3. Alberta, Canadá . Criado em 1976 . Objetivo : Pagamento de dívida . Investimentos e diversificação da economia . Arrecadação : o fundo é composto por uma taxa de 12% do valor bruto da produção anual de petróleo . Volume de recursos : US$ 16,28 bilhões . Distribuição : Programas de educação e saúde . A aplicação é dividida entre renda fixa( 29%), ações (45%), imóveis (10%) e outros ( 16%) . O Estado controla o fundo , que auxilia no fechamento das contas públicas .
4. Venezuela . O fundo foi alterado em 1999 no primeiro ano do mandato de Hugo Chávez . Os saques passaram a ser realizados mediante decreto presidencial e os recursos puderam ser utilizados em gastos sociais . Foi criado um fundo para investimentos em infra-estrutura .
5. Indonésia . O modelo , criado na década de 1970, partilha os recursos do petróleo entre o governo central ( 30%), estados (56$%) , e governos locais ( 14%) . Metade do crescimento da arrecadação com o aumento do preço do petróleo é destinado a programas de melhoria da educação pública .
6. Rússia . Criado em 2004, o fundo russo tem como principal objetivo atenuar o efeito das flutuações do preço do petróleo e do gás natural . Tem horizonte temporal mais curto e menor tolerância a risco , optando por aplicações mais seguras . ( F S P , 20.08.2008, p. B-3 ) .
MALDIÇÃO DO PETRÓLEO
O petróleo quando se torna o único produto de exportação impede a diversificação da economia . Para o professor de economia da Universidade de Princenton , José Alexandre Scheinkman , “ não creio que o Brasil tenha de se preocupar muito com esse risco , pois sua economia já é muito complexa e diversificada “ . A idéia de criação de um fundo soberano para carrear os recursos do petróleo impedirá a enxurrada de dólares na economia e poupará recursos para finalidades nobres. ( Veja, 9.9.2009, p. 71) .
REGRAS DE EXPLORAÇÃO DO PRÉ-SAL
Apesar de ainda não ter fechado as regras de exploração da camada pré-sal , pelo menos quatro princípios parecem ter sido definidos : 1. O petróleo do pré-sal é do Estado brasileiro e será tratado como recurso estratégico ; 2. o país não vai ser um exportador de óleo bruto , mas de derivados de petróleo; 3. os recursos gerados pelo pré-sal serão aplicados preferencialmente em educação e em ciência e tecnologia e 4. a política de royalties , pago a Estados e Municípios pela exploração de petróleo na região, será alterada para melhor distribuir esta riqueza . Os princípios elencados estão corretos, e contribuirão para o desenvolvimento do país desde que não seja viabilizada a absurda proposta de criação de uma nova estatal. ( F S P 10.08.2008, p. B-5) .
O presidente Lula tem defendido a idéia de investir os recursos do pré-sal prioritariamente em educação . Em segundo lugar , investimentos em ciência e tecnologia e em terceiro lugar , capitalização do fundo soberano ( financiamento de projetos públicos e privados do Brasil em outros países , sobretudo para melhorar a integração de infra-estrutura entre países da América do Sul ) . Em quarto , Previdência Social . ( F S P , 17.08.2008, p. B-7) .Porém o Brasil terá a histórica possibilidade de zerar sua dívida interna e desta forma eliminar os gastos com juros do orçamento da União , aí sim , podendo destinar volumosos recursos para educação e ciência e tecnologia .
Como assinala Cesar Benjamin, “pensar o pré-sal como fonte de recursos a serem distribuídos de forma balcanizada , cada região ou setor defendendo o seu, é produzir um debate de má qualidade , cujo limite é a esperança de melhorar , aqui e ali, de forma incremental, o que já fazemos “. ( Folha , 6.9.2008, p. B-2) .
Para Ricardo Hausmann diretor do Centro para o Desenvolvimento Internacional da John Kennedy School of Government , da Universidade Harvard “ É uma ilusão acreditar que o dinheiro do petróleo poderá ser utilizado em projetos sociais , como investimento em educação . Esses recursos devem ser poupados , ao preço de trazer instabilidade para a economia “ ... o ideal é que 100% das receitas com petróleo sejam depositadas em um fundo no exterior . Isso impede que os dólares inundem a economia , produzam inflação e volatilidade cambial . O Brasil deveria adotá-lo para evitar a valorização abrupta do real , que significaria uma séria ameaça à sua atividade industrial exportadora . Vários países optaram por esse mesmo modelo com sucesso . Recentemente ajudei o governo do Cazaquistão a criar seu fundo soberano . O resultado é que a moeda desse país , se apreciou bem menos do que a brasileira nos últimos anos , a despeito do boom no preço do petróleo . “
Para ele , a Finlândia descobriu que o grande segredo do desenvolvimento econômico é expandir a capacidade tecnológica . Esse é o exemplo para o Brasil para , diante do desafio de explorar o petróleo em águas ultraprofundas desenvolver tecnologias , desenvolver a indústria nacional , trabalho que terá reflexos positivos em toda a economia do país e na melhora da condição de vida da população .
Neste sentido , um estudo das Universidade Candido Mendes , mostra que no Rio de Janeiro , Estado que mais recebe royalties no país, os indicadores de qualidade de infra-estrutura nas escolas dos nove municípios mais agraciados com recursos do petróleo em nada se destacam em relação ás escolas do Sudeste .
A pesquisa de Gustavo Givisiez e Elzira Oliveira aponta que na média , os royalties não fizeram diferença até 2006 , quando se analisa o conjunto das escolas de Quissamã, Rio das Ostras , Carapebus, Macaé, Casimiro de Abreu , Búzios , Campos dos Goytacazes , São João da Barra e Cabo Frio . No trabalho, foram comparados dados de infra-estrutura ( computadores e bibliotecas , por exemplo) , professores com nível superior e desempenho das escolas no Ideb. Foi verificado que mesmo com recursos significativos de royalties nos últimos dez anos , as escolas dessas cidades não se destacaram em relação às demais ao se comparar a evolução dos índices entre 2.000 e 2.006 . ( F S P, 15.09.2008, p. C-1) .
A Venezuela é um péssimo exemplo de aplicação do dinheiro do petróleo . “Os recursos foram aplicados em um fundo doméstico , e não no exterior . Foram criadas empresas siderúrgicas com esse dinheiro . O problema é que , quando o preço do petróleo subiu , o câmbio também subiu , e essas empresas não conseguiram manter-se competitivas . Eram todas estatais pessimamente administradas e pouco eficientes . O dinheiro foi desperdiçado . Mas isso se deu no passado . Piorou ainda mais . Agora, o presidente Hugo Chávez simplesmente torra cada centavo obtido com o petróleo . Ninguém sabe ao certo para onde o dinheiro vai . Há diversos orçamentos supostamente sociais , uma confusão absoluta . Para piorar , o setor do petróleo não tem recebido investimentos , e a produção começa a declinar . “ ( Veja, 27.08.2008 , p. 19-20) .
Para Stephen Kanitz “Enquanto os Estados Unidos mantém seu petróleo debaixo do solo como estoque estratégico , comprando o que precisam do México e da Venezuela , nossos acadêmicos preparam a venda do nosso petróleo para os americanos , dizendo que isso beneficiaria a saúde e a educação . “ Para ele , “daqui a dez anos o petróleo poderá custar em torno de 290 dólares o barril , e os dólares colocados no fundo soberano não nos permitirão sequer recomprar o mesmo petróleo exportado “. A questão é se deveríamos poupar dólares ou poupar petróleo , para garantir o desenvolvimento nacional para as próximas gerações . Tal análise demonstra que não deve haver pressa alguma na exploração das reservas do pré-sal , nem o açodamento revelado pelos políticos brasileiros que já estão direcionando recursos que ainda inexistem . ( Veja, 10.09.2008, p. 28) .
Estudos feitos por um grupo coordenado por Antônio Barros de Castro , ex-presidente do BNDES defendem a exploração gradual do pré-sal . No primeiro ano de exploração comercial significativa do pré-sal , o BNDES projeta receita com exportação de petróleo entre US$ 11 e US$ 16 bilhões , considerando-se o preço do barril entre US$ 72 e US$ 109 . No pior dos cenários para 2030 , com a cotação do barril em US$ 85, a receita das exportações brasileiras com commodities poderá alcançar US$ 108 bilhões .
Segundo o estudo , se o governo oferecer o petróleo do pré-sal aos poucos , poderá financiar os altos investimentos necessários com a receita do próprio petróleo explorado . Com este controle , a necessidade de investimentos iniciais seria muito menor , já que a primeira plataforma de petróleo poderá financiar a construção da segunda e , assim, sucessivamente . F S P , 11.09.2008, p. B-12) .
O presidente Lula anunciou que receberá as propostas da comissão interministerial que estuda a mudança do marco regulatório em 5 de outubro . Entre as medidas que serão apresentadas está o aumento do imposto pago pelas empresas para explorar e produzir que é hoje em média de 65% . ( F S P , 17.09.2008, p. B-10) .
ESVAZIAMENTO DA ANP
A decisão de atribuir a uma comissão interministerial os estudos para propor mudanças no marco regulatório do petróleo demonstram o esvaziamento da ANP a quem deveria caber a coordenação deste tipo de definição.
O motivo é o fato de o diretor geral da entidade , Haroldo Lima, ex-deputado federal pelo PCdo B não ser um técnico do setor, mas apenas uma indicação política . A diretoria da entidade em agosto de 2008 era composta além de Lima por dois especialistas no setor Nélson Narciso e Victor Martins , mas ambos não participam da comissão interministerial , e os técnicos da agência apenas após quatro reuniões serão chamados a fazer parte dos grupos de trabalho temáticos , mas que são coordenados por funcionários do Ministério de Minas e Energia e da Fazenda . ( F s P , 26.082008 , p. B-5) .
BANCA PRIVADA PARA O MARCO LEGAL
Segundo o Ministro das Minas e Energia Edison Lobão, o governo vai contratar um escritório privado de advocacia para fazer o marco legal do pré-sal , depois que o presidente Lula escolher, entre as opções apresentadas pela comissão inter-ministerial que cuida das regras do pré-sal , o modelo de exploração a ser adotado. A decisão sugere que os órgãos do governo, como a Advocacia Geral da União não tem competência para exercer tal tarefa . ( F S P , 14.12.2008 , p. B-11).
SONDAS
A Petrobrás arrendou cerca de 80% dos navios-sonda disponíveis no mercado mundial com a maior capacidade de prospecção em grandes profundidades a fim de explorar o campo de Tupi e os circunvizinhos . ( F S P , 16.05.2008 , p. B-7) .
O afretamento de 12 sondas de perfuração, será por um preço abaixo do mercado, conforme afirma Almir Barbosa, diretor de Finanças e Relações com Investidores da Petrobrás .Segundo Barbosa , a estatal conseguiu valores entre US$ 400 mil e US$ 450 mil diários, enquanto o preço exercido no mercado gira em torno de US$ 600 mil e US$ 700 mil por dia.
As sondas encomendadas começarão ser entregues em 2011, adiantou o diretor, que lembrou de que no ano que vem serão entregues sete sondas com capacidade de perfuração para alcançar a camada pré-sal.
A empresa contratou seis sondas para 2008 , nove em 2009 e sete em 2010 . De 2011 a 2017 entrarão em operação mais 41. Atualmente a estatal opera com 28 unidades.
PAPA TERRA
Em dezembro de 2005 a Petrobrás anunciou a descoberta de mais um campo "gigante " . O campo de Papa-Terra , na Bacia de Campos possui potencial de volume recuperável de 700 milhões a 1 bilhão de barris de petróleo , o equivalente a 10% das reservas nacionais . Com isso no final de 2005 as reservas brasileiras atingem a 12,5 bilhões de barris de petróleo . O campo começará a produzir apenas no final de 2011 . ( F S P 29.12.2005 , p. B-4) .
BEM-TE-VI
A Petrobrás anunciou em maio de 2008 , a descoberta em parceria com a anglo-holandesa Shell ( 20%) e a portuguesa Galp( 14%) , petróleo num primeiro poço perfurado no bloco BMS-8 , a 2.139 metros de lâmina d’água e a 6,773 metros de profundidade . No caso de Bem-Te-Vi não existe ainda uma avaliação sobre o possível volume de óleo pois foi realizado apenas um teste preliminar mas a descoberta é vizinha do megacampo de Tupi . ( F S P , 22.05.2008 , p. B-5) .
NOVA DESCOBERTA – IARA AGOSTO DE 2008
Em 7 de agosto de 2008 a Petrobrás anunciou ter encontrado petróleo no BM-S-11 , em águas ultraprofundas na bacia de Santos, a 2.230 metros de lâmina dágua . É o mesmo bloco que abriga o campo de Tupi e foi feita em conjunto com a britânica BG( 25%), e a portuguesa Galp Energia ( 10%) . ( F S P , 8.8.2008, p. B-11) .
Em 10 de setembro a Petrobrás anunciou que as reservas estimadas com o campo de Iara , podem chegar a 4 bilhões de barris de petróleo e gás natural . Ou seja, só com Iara e Tupi existem reservas de 12 bilhões de barris , praticamente dobrando as reservas atuais do Brasil que são de 13,9 bilhões de barris .
Iara fica a 230 quilômetros do litoral da cidade do Rio de Janeiro e o óleo encontrado é leve, com densidade entre 26º e 30 º API . ( F S P , 11.09.2008, p. B-11).
Para efeito de comparação, o maior campo encontrado na Bacia de Campos , o de Marlim tem reservas de 3 bilhões de barris .
Segundo o presidente da Petrobrás , Sérgio Gabrieli , há indícios de que as reservas do campo de Iara , ultrapassam os limites do bloco concedido á empresa e nesse caso seria necessário fazer a unitização das áreas . A legislação brasileira prevê nestes casos a unitização da área e a ANP ficaria responsável por determinar a participação de cada empresa no bloco . ( F S P , 19.09.2008 , p. B-13) .
Os campos de Iara e Guará terão os testes concluídos no final de agosto de 2009 e a previsão é de que Iara entre em operação em 2013 e Guará em 2014.
PRÉ-SAL UM ÚNICO MEGACAMPO ?
Embora sem base concreta , o ex-diretor da ANP , Newton Monteiro , no 5º Seminário de Petróleo e Gás no Brasil , realizado em agosto pela FGV , afirmou que , os 208 mil quilômetros quadrados do pré-sal , teriam capacidade para 140 campos de produção , sendo que cada um deles teria volume de comercialização de 2,4 bilhões de barris , em sua opinião uma estimativa conservadora pois apenas Tupi tem a projeção de reservas de 5 a 8 bilhões . Somados seriam 338 bilhões de barris , capazes de fazer o Brasil detentor da maior reserva de petróleo no mundo , superando a Arábia Saudita que tem 264 bilhões de barris .( F S P, 13.08.2008, p. B-4) .
Todavia , em 13 de agosto a Petrobrás admitiu que as descobertas de óleo e gás do pré-sal tem grandes chances de serem, na verdade , um único megacampo gigante , o que demandaria um novo acordo com os sócios privados para redistribuir a participação deles nessa nova mega-reserva.
Segundo o coordenador de Exploração e Produção da estatal , Eduardo Molinari , existem “bons indícios “ de que se trata de uma reserva contínua . Até agora a Petrobrás já perfurou 17 poços no pré-sal e realizou nove descobertas . “As sísmicas atuais que temos mostram que existe boa continuidade “ . Uma nova sísmica com resolução mais avançada já foi contratada e permitirá avaliar melhor a questão . Em agosto de 2008 foi descoberto mais um campo na região , o de Iara e a Petrobrás está avaliando pela sísmica se Iara e Tupi correspondem a uma única reserva . ( F S P , 14.08.2008, p. B-1) .
PRODUÇÃO EM JUBARTE
Em Setembro de 2008 o presidente Lula em cerimônia marcou o início da produção de petróleo na camada pré-sal . Porém , Jubarte é bem diferente de Tupi . A profundidade é grande 4.400 metros ,mas o reservatório está a somente 77 km da costa e a camada de sal tem apenas 200 metros de espessura , contra uma distância de 300 km e profundidade de 7.000 metros e uma camada de sal que pode ultrapassar dois quilômetros .
Mesmo assim a produção em Jubarte para um poço exploratório , de 18 mil barris por dia é espetacular . O principal ganho a ser obtido neste poço é a experiência prática para ser usada na bacia de Santos e poderá mostrar se toda a área do pré-sal é um único mega-campo .
O Parque das Baleias , na parte norte da bacia de Campos , no Espírito Santo, pode ter reservas de mais de 2 bilhões de barris de petróleo equivalente . A região deve quadruplicar a produção de petróleo no Estado , que saltará de 120 mil barris diários para 400 ou 500 mil em 2015 . Para o gás natural a expectativa é que a produção , hoje em torno de 8 milhões de metros cúbicos por dia, chegue a 15 milhões já em 2009 , metade do que o Brasil importa da Bolívia . O Espírito Santo tem a vantagem de ter campos terrestres de petróleo e grande potencial na produção de gás natural . ( F S P , 6.9.2008, p. B-14)
Os campos de Tupi, Iara , Guará e Jubarte poderão produzir até 2020 mais de 1,8 milhão de barris de petróleo por dia , praticamente a produção do país em 2009 .
CRESCIMENTO DA PETROBRÁS ;
Levantamento feito pelo Prof. Adílson de Oliveira , do Instituto de Economia da UFRJ prevê três cenários para 2020, com o barril de petróleo custando US$ 80, US$ 100 e US$ 120 no mercado internacional . Para os três cenários a estimativa de produção é a mesma , de 2,3 milhões de barris dia em 2010 , 3,5 milhões em 2015 e 5 milhões em 2020 .
No primeiro cenário , o peso da Petrobrás no PIB brasileiro subiria dos atuais 4,7% para 7,19% em 2020 . No cenário intermediário , a estatal passaria a representar 9,6% do PIB em 2020 . No cenário otimista , a Petrobrás sozinha representaria 11,52% do PIB nacional , adicionando á economia brasileira cerca de R$ 450 bilhões a cada ano . ( F S p , 24.08.2008, p. B-3) .
PROTEÇÃO DO PRÉ-SAL
O presidente Lula afirmou em 18 de setembro que , por causa da reativação da Quarta Frota Naval dos EUA , a Marinha brasileira deve “proteger” as reservas de petróleo na camada do pré-sal . ( F s P , 19.09.2008, p. B-12) .
PRÉ-SAL SEM A PETROBRÁS EM CAMPOS
Liderado pela americana Anadarko ( 30%) , a americana Devon (25%), a canadense EnCana ( 25%) e a sul-coreana SK(20%), o consórcio, anunciou a primeira descoberta sem a participação da Petrobrás de um reservatório na camada do pré-sal . Trata-se de uma área na bacia de Campos , com características similares ao de Jubarte que fica a 40 km de distância , operado pela Petrobrás , no litoral sul do Espírito Santo , de onde já são extraídos 18 mil barris diários de petróleo .
O reservatório foi encontrado a 1.417 metros , entre a superfície da água e o fundo do mar . A profundidade total do novo campo é de 5.600 metros . , no bloco BM-C 30 O consórcio , pretende fazer quatro novas perfurações até meados de 2009 e por isso deslocou a sonda “Deepwater Milennium “ para o Brasil . ( F S P , 1.10.2008 , p. B-11) .
O PRÉ-SAL E A QUEDA NOS PREÇOS DO PETROLEO
Segundo Manuel Ferreira de Oliveira, presidente-executivo da Galp Energia , a empresa vai manter os investimentos no pré-sal com a mesma intensidade de antes da queda nos preços do petróleo . “ Sempre dissemos que os grandes projetos de investimento devem estar num intervalo de preços entre US$ 35 e US$ 55 para termos uma atitude defensiva . “( F s P , 1.11.2008 , p. B-13) .
A BP ( British Petroleum), a segunda maior companhia petroleira européia, afirmou que a exploração de petróleo em águas profundas no Brasil, como é o caso do pré-sal ,é viável comercialmente apenas com o barril valendo ao menos US$ 60. ( F S P, 6.2.2009, p. B-9) .
Estima-se que só para explorar Tupi e Iara , deverão ser investidos US$ 1490 bilhões . A Petrobrás previa inicialmente investir US$ 112 bilhões até 2012, mas com a crise o cronograma deverá ser alongado . A Petrobrás ainda está definindo como irá obter financiamentos para a exploração .(Exame, 19.11.2008 , p.,66) .
Segundo o presidente da Petrobrás , José Sérgio Gabrieli , “não vou dizer qual é o valor exato, mas o custo para o teste e o projeto piloto para o campo de Tupi é menor do que US$ 40 o barril “ . Porém , dada a dimensão do pré-sal , espalhado por uma província de 112 mil km2 m e a distância da costa , com campos de até 300 a 350 km , o modelo de Campos não é viável . Segundo ele “ Vamos começar a fazer os testes e inicial a produção no pré-sal com o modelo que temos e conhecemos ,mas , no futuro , a partir de 2013 ou 2014 , teremos de ter um novo sistema para otimizar a produção . O que temos hoje não serve . “ ( F S P , 6.12.2008, p. B-14) .
ÊNFASE NA EXPLORAÇÃO
Diante das dificuldades com a crise global , a Petrobrás encerrou a fase de perfurações de poços no pólo do pré-sal na bacia de Santos e parte agora para desenvolver a produção de óleo nas mais promissoras descobertas da empresa . Para tal arrendará duas plataformas com capacidade de 100 mil barris por dia .
Foram perfurados nove poços, todos com sucesso . Estas plataformas deverão iniciar a produção entre 2012 e 2013 . Outra plataforma já foi contratada para começar a produzir antecipadamente nos campos de Tupi e Iara . Em 2009 já será iniciada uma produção piloto para testes de 30 mil barris por dia .
DESCOBERTA NO BLOCO BM – S 22
A Exxon Móbil , maior petroleira privada do mundo anunciou a descoberta de petróleo no bloco BM-S 22 , próximo ao campo de Carioca , no bloco BM-S 22 . É a primeira empresa privada a descobrir petróleo no pré-sal . A empresa compartilha a área em 40% com a norte-americana Hess , 40% e a Petrobrás 20% . A descoberta feita a uma profundidade de 2.233 metros da superfície marítima pode representar mais um grande campo de petróleo . ( F s P , 22.01.2009, p. B-9) .
INVESTIMENTOS ATÉ 2020
A Petrobrás pretende investir no pré-sal até 2020 US$ 111 bilhões , esperando alcançar uma produção de 1,8 milhão de barris diários somente neste área em 2020 e uma produção total de 3,9 milhões de barris por dia no Brasil.Considerando a extração de gás e a produção internacional , a estimativa é de produção de 5,7 milhões de barris por dia .
Até 2013 , a estatal aplicará US$ 28 bilhões no pré-sal , US$ 18 bilhões na bacia de Santos e US$ 10 bilhões no Espírito Santo . Somente as 3 áreas já delimitadas , Tupi, Iara e Jubarte elevam as reservas brasileiras de 14 bilhões para 28 bilhões de barris por dia . A Petrobrás usa como referência em seu plano de negócios o preço de US$ 37 o barril, acima deste valor todos os projetos são viáveis .( F s P , 27.01.2009, p. B-8) .
Para 2009 serão investidos US$ 3,24 bilhões, em 2010 US$ 3,30 bilhões em 2011 , US$ 5,12 bilhões e em 2012 US$ 11,85 bilhões . A previsão é que em dezembro de 2010 entre em operação um sistema piloto de produção em Tupi, de 100 mil barris/dia .
Em 2015 mos investimentos ficariam mais pesados , atingindo US$ 36,54 bilhões , com o pico em 2018 de US$ 50,61 bilhões e depois caindo para US$ 45,16 bilhões em 2020 . Para priorizar recursos para o pré-sal , a Petrobrás deverá alonga o cronograma de implantação das refinarias “Premium” no Ceará e Maranhão . ( F S P 30.11.2008, p. B-5 . )
ESTIMATIVA DO POTENCIAL
Projeção da ANP aponta que os blocos já leiloados na área do cluster ( conjunto de blocos ) do pré-sal na bacia de Santos, teriam de 50 a 80 bilhões de barris de petróleo e gás natural . A estimativa resultaria em multiplicação por quatro as reservas atuais do país de 14 bilhões de barris . ( F S P , 8.11.2008, p. B-14) .
PRORROGAÇÃO DE PRAZO NO PRÉ-SAL
A ANP rejeitou o pedido da Petrobrás e decidiu não prorrogar o prazo de exploração dos principais blocos do pré-sal na bacia de Santos , onde foram realizadas todas as descobertas da companhia e sob os quais repousam gigantescas reservas de petróleo e gás.
A diretoria da agência tomou a decisão por unanimidade e sustenta que se norteou exclusivamente por “critérios técnicos”. A medida fortalece a pretensão do governo de criar uma nova estatal para gerir os blocos do pré-sal ainda não licitados , pois a Petrobrás terá de devolver os blocos para a União , detentora do poder concedente . ( F S P , 15.05.2009, p. B-4) ,
Com a negativa a Petrobrás devolveu 50% dos blocos onde estão Tupi , Iara , Guará, Carioca, Iguassu , Bem-te-Vi e Parati . A Petrobrás “recortou” nos blocos as áreas onde descobriu petróleo e devolveu o restante . São áreas onde há grande potencial para descoberta de mais petróleo . ( F S P , 19.05.2009, p. B-6) .
PRÉ-SAL E CRESCIMENTO DO PAÍS
Debate no 212° Fórum Nacional no BNDES , concluiu que o Brasil tem, com a descoberta das reservas gigantes do pré-sal , a oportunidade histórica de acelerar o desenvolvimento econômico e social do país , desde que evite o erro de muitas nações que caíram na chamada “maldição do petróleo” e acelere a definição das regras para a exploração da nova província petrolífera .
Seguir um modelo próximo ao norueguês – com um fundo específico para educação e o bom uso dos recursos gerados pelo petróleo – e adaptá-lo à realidade e à necessidade do Brasil , foi tema consensual .( F s P , 21.05.2009, p. B-3) .
ENTERRO DE CO2
Estimativas apontam que somente nas duas áreas com servas delimitadas no pré-sal , os campos de Tupi e Iara , onde há acúmulo de até 12 bilhões de barris de óleo e gás , existam 3,1 bilhões de toneladas de CO2 . Como a projeção é , somente na fase inicial de desenvolvimento é instalar 10 plataformas com capacidade3 de produção de 150 mil barris/dia cada, a empresa se tornariam em uma das maiores emissoras de CO2 do mundo .
A Petrobrás estuda reinjetar o CO2 extraído do pré-sal nos próprios reservatórios . A técnica é conhecida , mas não é utilizada em larga escala .Esse é o maio desafio da Petrobrás . ( F S P , 31.05.2009, p. A-24) .
Segundo Suzana Khan , secretária nacional de Mudanças climáticas , o campo de Tupi , na bacia de Santos , por exemplo, tem entre 12% e 20% de gás carbônico , enquanto os demais campos do pré-sal , tem , me média , 3% . A quantidade de CO2 num campo de pré-sal , é muito superior à de um campo comum , segundo ela .
Tese de mestrado apresentada em fevereiro de 2009 na Coope , estima em cerca de US$ 63 o custo de captação e armazenamento por tonelada de gás carbônico , da separação do Co2 ao monitoramento posterior do lugar onde o gás será armazenado para evitar vazamentos . Considerando cerca de 3 bilhões de toneladas de gás carbônico em uma estimativa preliminar para Tupi e Iara , o custo extra seria de absurdos US$ 190 bilhões . Já Carlos Minc , ministro do Meio Ambiente calcula que os gastos de exploração dos poços aumentem em 1% e 1,5% com o armazenamento de CO2 nos próprios campos , portanto plenamente viável .
A Petrobrás alega que os estudos estão em fase ainda muito preliminar e não é possível fazer estimativa de custos . ( F S P , 9.8.2009, p. B-6-7)
OFERTA DE PETRÓLEO DECIDIRÁ O LEILÃO
O governo caminha para definir o sistema de partilha de produção nos campos ainda não leiloados do pré-sal , no qual o óleo extraído é dividido entre os sócios . A petroleira que oferecer a maior parcela de sua produção de petróleo será a vencedora das licitações .
No caso da divisão do petróleo , quanto maior a parcela destinada à União , maiores serão o faturamento e a lucratividade da estatal . Pelas regras em estudo , o resultado financeiro da estatal será transferido para o Fundo de Responsabilidade Social, cujo capital será aplicado em ações, títulos públicos e projetos de infra-estutura. E seus rendimentos serão destinados à área social .
As petroleiras devem arcar com os custos de investimento na parceria com a futura estatal, porém no repasse para a nova empresa pública , será levada em conta a recuperação dos cursos , ou seja , a partilha é feita com base no que se chama de “óleo excedente” . Porém , as petroleiras não poderão esperar o desconto de todos os custos antes de iniciar o repasse de óleo para o governo . Será estabelecido um limite nesses descontos a cada ano . Mesmo não sendo o critério escolhido para definir o vencedor , haverá um bônus de assinatura , fixo para todas as petroleiras que disputarem o leilão . Quem ganhar deverá pagar esse valor definido previamente , ( F S P , 31.05.2009, p. B-9) .
As mesmas regras criadas para o pré-sal vão valer para novas descobertas de campos de petróleo no país , desde que apresentem o mesmo baixo risco de exploração e elevado potencial de lucratividade . Esse mecanismos está sendo proposto para evitar que, a cada nova descoberta importante , nova discussão sobre a legislação do setor seja feita. ( F S P , 15.06.2009, p. B-6) .
TUPI
A Petrobrás informou em 4 de junho a conclusão da perfuração do terceiro poço na área de Tupi , Iracema , atingindo a profundidade de 5 mil m , com lâmina d’água de 2210 metros e foi encontrado óleo leve , de maior valor comercial . ( F S P , 5.6.2009, p. B-7) .
TUPI – INTERRUPÇÃO NA PRODUÇÃO – JULHO DE 2009
A Petrobrás , após dois meses de produção interrompeu a produção na camada pré-sal na área de Tupi , na bacia de Santos por defeito de fabricação nos parafusos de fixação do conjunto de válvulas instaladas no fundo do mar , que controla a vazão do gás e do óleo, a “árvore de natal”. A corrosão não deveria ter ocorrido pois a empresa está acostumada a operar na profundidade de 2.000 metros que é onde fica esse equipamento . A previsão é de retomada da produção de 14 mil barris diários é para setembro de 2009 . ( F S P , 7.7.2009, p. B-6) .
Segundo , Oscar Matos , do Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem , que trabalhou na solução do problema em Tupi , “A corrosão é uma preocupação constante . Para desenvolver materiais mais resistentes , estamos estudando o uso de ligas metálicas especiais , como aço á base de níquel “. ( F S P , 19.10.2009, p. B-4) .
Segundo a ANP , a produção do campo de Tupi em maio chegou a 23.883 barris de óleo , o que dá uma média de 796 barris de óleo extraídos por dia . Já em junho , a produção mensal atingiu 413.819 barris , ou seja , 13.794 diários . Na média, a produção em Tupi ficou em cerca de 7.300 barris m apenas metade do que se estimava inicialmente ( F S P , 31.08.2009, p. B-1) .
A produção foi retomada em 5 de setembro , um mês antes do previsto . ( F S P , 9.9.2009, p. B-5) .
FRACASSO NO BLOCO GUARANI
A petrolífera americana Hess Corporation afirmou que não foi encontrado indício de petróleo e gás no prospecto denominado Guarani, no bloco BM-S-22, na camada pré-sal da bacia de Santos . No mesmo bloco , havia sido encontrado petróleo no prospecto chamado Azulão . É a primeira vez , desde 2006 , que uma perfuração não é bem sucedida . A empresa tem 40% de participação com a Exxon com 40% e a Petrobrás , com 20% . ( F S P , 8.7.2009, p. B-3) .
O poço seco muda tudo e mostra que o risco de perfuração no pré-sal não era zero como apregoava o governo . Segundo o geólogo Giuseppe BAcoccoli, pesquisador da Coope-UFRJ , o índice na bacia de Santos é de 20%, ou seja , em, 80% dos poços não é achado petróleo em volumes comerciais .
O aumento de risco pode inviabilizar tanto a idéia de criação de uma nova estatal e um novo regime de partilha da produção . As previsões de bancos de reservas de 80 bilhões de barris e investimentos de US$ 1 trilhão tornam-se totalmente infundadas , e o mercado volta para uma realidade mais modesta . ( F S P , 10.07.2009, p. B-5) .
FRACASSO EM CORCOVADO
A petroleira britânica BG, anunciou em 24 de agosto que não encontrou indícios de hidrocarnetos no poço perfurado na área de Corcovado , explorado pela empresa com 40% de participação e , pela Petrobrás com 60% . É o segundo insucesso na área do pré-sal ( F S P ,, 25.08.2009 , p. B-5) .
CONFIRMADO NOVA EMPRESA ESTATAL
Em 13 de julho o governo confirmou oficialmente que vai criar uma empresa estatal para cuidar exclusivamente da camada do pré-sal .
Na proposta , há também a criação de um fundo social , sugestão de Lula , que poderá perpetuar o Bolsa Família e a adoção do sistema de partilha de produção , na exploração . O sistema valerá só para o petróleo do pré-sal e outras áreas consideradas estratégicas , assim entendidas as que se revelarem como grandes reservas de petróleo .Nas demais áreas continuará a valer a fórmula atual , de concessão a empresas .Além disso o governo pretende ainda com o fundo reduzir o volume de dólares no país e fazer investimentos estratégicos , em países da América do Sul , África e Ásia .O uso dos recursos do fundo teria uma carência de três anos e depois seria utilizado para “criar nossos próprios mercados “ e neutralizar a chamada “doença holandesa .”( F S P , 31.07.2009, p. B-1) .
O governo também decidiu que a Petrobrás terá uma parceria privilegiada com a futura estatal , mas o formato desta parceria ainda não está definido . ( F S P , 14.07.2009, p. B-1) .
PETROBRÁS OPERADORA ÚNICA NO PRÉ-SAL
O governo deve transformar a Petrobrás na operadora única dos campos do pré-sal e garantir a ela uma “ participação mínima fixa” em todos os campos de petróleo localizados nessa região . Com isso a estatal deverá comandar todo o processo de extração de óleo .
Se a proposta for aprovada , isso significa que todas as petroleiras que quiserem explorar o pré-sal terão de aceitar a Petrobrás como sócia e além disso terão de entregar uma parte de sua produção à futura estatal que irá administrar a riqueza dessa região . ( F S P , 18.07.2009, p. B-1) .
A Petrobrás insiste em uma participação nos consórcios que vão explorar o petróleo no pré-sal de , no mínimo 30% e que este percentual esteja fixado na lei . A proposta apresentada a Lula não fixa percentual de participação mínima , com a idéia de que varie de acordo com o campo de petróleo a ser explorado .
CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA
O CNPE deverá decidir , a cada edital para exploração de petróleo do pré-sal , qual será a participação mínima da Petrobrás nos campos licitados . Alem disso vai determinar o conteúdo nacional dos equipamentos a serem utilizados em cada bloco de óleo.
Caberá também ao CNPE definir os blocos em que não haverá leilão, com a futura estatal do setor contratando diretamente com a Petrobrás para explorar o campo no sistema de partilha de produção , que irá valer para todo o pré-sal e para as demais áreas consideradas estratégicas pelo governo . Nesse caso a divisão do óleo pode ficar numa relação de 70% para a União e 30% para a Petrobrás, ou 60 e 40% .
Mesmo com essa garantia mínima de sociedade nos campos do pré-sal, a Petrobrás também poderá disputar os leilões com as outras empresas do setor caso queira aumentar a sua participação . ( F S P , 2.8.2009, p. B-6) .
ROYALTIES DO PRÉ-SAL
Segundo o Ministro de Minas e Energia Edson Lobão , existe a tendência de fazer uma distribuição equitativa com todos os Estados e municípios dos royalties cobrados na exploração do pré-sal. A alíquota de 10% também deve diminuir .
Atualmente a alíquota de 10% é distribuída da seguinte forma : 3% para o Ministério da Ciência e Tecnologia e para a Marinha ; 2,625% para os Estados onde há exploração de petróleo ; 2,625% para municípios onde há exploração de petróleo ; 0,875% para municípios onde há instalações de desembarque e embarque de petróleo ou gás e 0,875% para um fundo especial. Em 2008 foram pagos R$ 10,94 bilhões .
Pela Constituição , os Estados e Municípios próximos a campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo , que demanda mais investimentos em infra-estrutura local e traz danos ambientais . Para a comissão interministerial que estuda o assunto , a regra atual não pode ser aplicada a uma riqueza que se situa a 300 km da costa . ( F S P , 1.8.2009, p. B-=6) .
Na última versão da nova lei do Petróleo a alíquota de royalties nos campos do pré-sal é reduzida de 10% para 5% e é fixada em “até 30% “ a participação mínima da Petrobrás , para que ela seja a operadora dos blocos . ( F S P , 13.08.2009, p. B-5) .
CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRÁS
O presidente Lula quer capitalizar a Petrobrás , aumentando a participação da União na empresa . Para isso terá que aportar recursos . Uma das alternativas é transferir para a estatal os poços do pré-sal em áreas vizinhas às que já foram licitadas . Todavia , um aumento de capital, por lei , deve ser estendido aos acionistas minoritários .
ANP POÇOS EXPLORATÓRIOS
A ANP segundo o seu presidente , Haroldo Lima, enviou ofício para a Petrobrás para a criação de um grupo técnico para estudar as áreas petrolíferas na região do pré-sal.
Em 6 de agosto a Ministra Dilma Roussef afirmou que a ANP teria orçamento de R$ 1 bilhão para fazer quatro perdurações nas áreas da União que englobam as possíveis reservas do pré-sal . Especialistas entendem, que a perfuração de poços para dimensionar o pré-sal faça parte das atribuições da ANP. Mas , convocar a Petrobrás para fazer estas perfurações pode gerar controvérsia , pois a Petrobrás terá acesso a informações privilegiadas , em detrimento de outras empresas de petróleo antes de disputar as áreas. ( F S P , 8.8.2009, p. B-3) .
MONOPÓLIO NO PRÉ-SAL
Em reunião emergencial , na sede do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás) , no Rio de Janeiro , representantes de petrolíferas estrangeiras avaliaram que o governo Lula quer criar uma nova versão do monopólio do petróleo no país , segundo as propostas de mudança na legislação divulgadas .
As principais críticas das empresas se concentram na decisão tomada pelo governo de tornar a Petrobrás a operadora única e exclusiva de todos os campos de pré-sal . Os representantes criticam ainda a idéia de entregar todos os campos mais rentáveis do pré-sal diretamente à Petrobrás , sem licitação .
Para as empresas , o governo Lula quer “praticamente voltar com o monopólio” e transformar as empresas em “simples investidores”. ( F s P , 8.8.2009, p.,B-1) .
BÔNUS
A proposta entregue ao presidente Lula ressuscitou a cobrança de bônus das petrolíferas . Foi a forma encontrada para antecipar parte do dinheiro que só entraria no caixa do governo a partir de 2015 , quando o pré-sal começará a ter escala comercial . O valor cobrado dos vencedores será transferido para o fundo de desenvolvimento social , cujo capital será aplicado em investimentos no Brasil e no Exterior e gasto com projetos da área social e de inovação tecnológica
Com a cobrança antecipada pelo bônus , deverá ocorrer uma redução no percentual do petróleo explorado que será entregue ao governo . ( F s P , 11.08.2009, p. B-3) .
Outra novidade no projeto é que haverá uma regra que fixa um teto para o preço do petróleo . Acima dele, a parcela da União no óleo aumento e não é apropriada pelos vencedores da licitação .
Outra novidade é que enquanto a nova estatal estiver formalmente criada , a ANP será o representante da União . Isso quer dizer que participará dos comitês operacionais que decidem, por exemplo , o ritmo de retirada do óleo e fiscalizam os custos de produção .( F S P , 25.08.2009 , p. B-5 ) .
PETROBRÁS NOTA SOBRE PRÉ-SAL
Rio de Janeiro, 28 de julho de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, em relação à matéria divulgada no Jornal Valor Econômico na data de hoje sob o título “No pré-sal, 32% dos poços abertos são pouco viáveis”, esclarece que na região do pré-sal da Bacia de Santos, a taxa de sucesso é de 100%.
A Petrobras esclarece também que o mapa já divulgado (área azul) com a ocorrência dos reservatórios carbonáticos microbiais (Pré-Sal), que se estende pelas Bacias de Santos e Campos, não corresponde a um único campo de petróleo. Além da existência da rocha reservatório, a descoberta de um campo petrolífero decorre da identificação e ocorrência simultânea de uma série de fatores geológicos, os quais definem o posicionamento dos poços exploratórios em determinada bacia sedimentar.
Ao longo da história de exploração das Bacias de Campos e Santos vários poços identificaram os referidos reservatórios carbonáticos, mas, no entanto, os mesmos não foram perfurados em situações geológicas ideais e não tinham como objetivo específico buscar descobertas em reservatórios do pré-sal. A partir de 2006, quando as rochas carbonáticas do pré-sal foram efetivamente comprovadas como potenciais reservatórios para acumulações de petróleo, a Petrobras perfurou 11 poços na área central da Bacia de Santos tendo estes reservatórios como objetivos principais. Todos estes poços resultaram em descobertas (taxa de sucesso de 100%), cujos Planos de Avaliação estão sendo realizados, conforme aprovado junto a ANP e amplamente divulgado pela Companhia.
Conforme divulgado no Form-20F (Relatório Anual da SEC) até o final de 2008 foram perfurados 30 poços na região do pré-sal, que se estende da Bacia de Campos até a Bacia de Santos, tendo sido obtida uma taxa de sucesso de 87% na comprovação de presença de hidrocarbonetos.
Em relação ao poço 6-BG-6P-SPS, conhecido como Corcovado-1, localizado no Bloco BM-S-52, a Companhia reforça as informações divulgadas pelo operador (BG Group) e posteriormente pela Petrobras através comunicado ao mercado em 08/04/2009, que anunciou a existência de indícios de hidrocarbonetos.
Em nota divulgada hoje a BG Group informa que a perfuração do segundo poço ainda não foi concluída e que no momento não pode comentar sobre os resultados. O BM-S-52 é explorado pelo consórcio formado pela Petrobras (60%) e BG Group (40% operadora durante a fase exploratória).
É entendimento da Petrobras que são improváveis as ocorrências de poços secos, fora dos padrões normais da indústria de petróleo, na área do pré-sal da Bacia de Santos, devido ao conhecimento dos modelos geológicos, da quantidade de dados sísmicos e do número de poços já perfurados com sucesso.
A Petrobras ratifica as informações divulgas pela Companhia em 01 e 15 de outubro de 2008, onde esclarece que embora a notificação de indícios de hidrocarbonetos seja um dado positivo ela não implica em descoberta comercial de óleo ou gás. A Comercialidade de um campo só é possível após o envio e aprovação da declaração de comercialidade na ANP. Por fim esclarecemos que até o momento na área do pré-sal da Bacia de Santos e Campos não foi enviada nenhuma declaração de comercialidade à ANP.
SONDAS NO PRÉ-SAL
A Petrobrás deverá ter até oito sondas explorando o pré-sal até o final de 2009 . Seis já estarão em operação em agosto, três delas em poços novos . Em 2010 mais seis deverão ser entregues , mas outras devem ser desativadas , ficando dez em operação ( F S P , 19.08.2009, p. B-3) .
RISCO ZERO NO PRÉ-SAL?
As empresas estrangeiras , insatisfeitas com o desenho da Nova lei do Petróleo , produziram um documento em que lançam dúvidas sobre os riscos de explorar petróleo no pré-sal.
Intitutulado “Risco zero no pré-sal: fato e ficção”, o texto diz que o pré-sal “é um velho conhecido da indústria petrolífera, que até a descoberta de Tupi , tem desempenhado papel secundário do ponto de vista de sua capacidade de produção comercial”.
O documento lembra que , no pré-sal brasileiro, foram perfurados 150 poços entre os anos 70 e 90 com taxa de sucesso de 25% . E que os reservatórios que produziram em quantidade satisfatória não chegavam a 10% .Ressalta ainda que o petróleo do pré-sal atualmente explorado está em rochas ainda pouco conhecidas – as carbonáticas – mais especificamente na bacia de Santos e que ainda é cedo para afirmar que a produção de petróleo terá padrão semelhante em toda a região, porque faltam testes .
Para o geólogo Walter Freire , “As rochas carbonáticas são muito imprevisíveis . Dois reservatórios próximos nessas rochas podem ter características de porosidade e permeabilidade muito distintas . São esses aspectos que determinam a facilidade de o petróleo sair ou não.”
Para Giuseppe Bacoccoli , é impossível concluir que não há risco nas áreas do pré-sal não perfuradas . “O sucesso nas perfurações feitas até agora foi usado politicamente para mudar as regras do jogo”.( F s P , 23.08.2009, p. B-4) .
GASODUTO
A Petrobrás vai construir um gasoduto ligando o campo de Tupi , ao campo de Mexilhão ( Bacia de Santos) que , por sua vez estará conectado ao continente por outro gasoduto e daí á rede instalada do país . ( F S P , 23.09.2009, p. B-8) .
ANÚNCIO DO MARCO REGULATÓRIO
Foi marcado para 31 de agosto a apresentação das propostas do marco regulatório do pré-sal , evento para o qual foram convidados 3.000 pessoas .
O governo irá enviar ao Congresso as propostas por meio de projeto de lei com urgência constitucional , o que implica em prazo de 45 dias para votação na Câmara e outros 45 no Senado , caso contrário nada mais pode ser votado até que os projetos sejam apreciados . Além da falta de debate em sua formulação , o prazo exíguo de tramitação foram criticados pela oposição no sentido de que o governo enviou uma “receita pronta” ao Congresso com o objetivo de criar uma “plataforma eleitoral”, para eleger a ministra Dilma Roussef presidente . ( F S P , 26.08.2009, p. B-5) .
As novas regras devem valer para os campos do pré-sal ainda não leiloados , 72% de toda a província do pré-sal que atinge 149 mil km2 . As já concedidas , ficam sob as regras atuais
ROYALTIES
O governador Eduardo Campos(PSB) de Pernambuco quer que a distribuição dos royalties seja uniforme “ O pré-sal é uma grande oportunidade para o país como um todo , não só para uma parte . Concordo que sejam mantidas as regras para o que é explorado hoje . Mas defender que a partilha continue como está para o que vem pela frente é um discurso da Pré-História , da Idade da Pedra . Com certeza [ os Estados que defendem o atual modelo – SP, RJ e ES] , eles serão derrotados”.
Para o governador do Piauí, Wellington Dias (PT), a proposta dos governadores do Nordeste irá além , defendendo um tratamento privilegiado aos Estados mais pobres.
Jacques Wagner da Bahia (PT) , entende que não há que se falar em Estados produtores para campos que estão a 300 km da costa . ( F S P , 2.9.2009, p. B-4) .
Lula em público , cedeu aos interesses de SP, ES e RJ e decidiu retirar do projeto do pré-sal qualquer menção a royalties . Reservadamente , porém , o presidente incentivou dois governadores aliados , Eduardo Campos (PE) e Jacques Wagner ( BA), a comandar uma articulação para que o Congresso aprove a distribuição paritária ( Veja, 9.9.2009, p. 67) .
A disputa pelos recursos do pré-sal é tão intensa que ele pode ser totalmente gasto em despesas correntes e o que sobrar pode ser investido em fundos com rendimento na prática negativos se o governo não zerar sua dívida pública . Portanto pode ser uma desgraça total .
COMITÊ OPERACIONAL DENTRO DOS CONSÓRCIOS
Segundo a proposta , metade será indicada pelo Petro-Sal . Sobre isso David Zylbesztajn afirma “É pouco provável que alguém tenha interesse em investir onde tenha de dividir com uma estatal decisões de investimento ,. A estatal vê os interesses do governo . Quem vai indicar os dirigentes dessa estatal? Não haverá indicações políticas? Indicação política numa empresa que vende petróleo é algo preocupante . Não sei se precisávamos colocar esse bode na sala” ( F S P, 2.9.2009, p. B-3) .
PROJETO 1 PARTILHA
Estabelece que a Petrobrás será a operadora de todos os blocos contratados sobre o regime de partilha para exploração e produção do pré-sal.A empresa terá uma participação mínima de 30% em todos os campos a serem licitados no pré-sal e a União ainda poderá contratar a Petrobrás como operadora única e exclusiva dos poços ditos “estratégicos”. ( Veja, 9.9.2009, p. 70) .
Nas áreas licitadas irá vencer a empresa que oferecer o maior percentual excedente em óleo ( óleo-lucro) , para a União , Se a Petrobrás não ganhar a licitação , deverá acompanhar o percentual ofertado à União pela empresa vencedora .
Para alguns a proposta viola a Constituição por ferir o princípio da livre concorrência ao privilegiar a Petrobrás .
Para João Carlos de Luca, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, que reúne 194 companhias do setor “Há um desequilíbrio . É difícil imaginar que uma empresa privada investirá 70% do capital de um projeto com poder de decisão tão mínimo”. ( Exame, 23.09.2009, p. 30). Segundo ele ainda “ Existem campos que não tem a mesma rentabilidade de Tupi ou Iara . A Petrobrás não vai querer centrar esforços nesses “. Segundo ele , os campos menores poderão acabar não sendo explorados . Já Gabrielli defendeu o projeto afirmando que a operadora única é importante para dar ganho de escala na contratação de equipamentos e serviços e desenvolver uma nova fronteira de produção . ( F S P , 23.09.2009 , p. B-8) .
PROJETO 2 CAPITALIZAÇÃO
Amplia a participação acionária da União na Petrobrás. O governo tenciona conceder à Petrobrás reservas ainda não licitadas, no volume de até 5 bilhões de barris . Com isso , a empresa poderia obter até 100 bilhões de reais . Em troca , a União receberia ações da Petrobrás , ampliando a participação estatal na empresa que atualmente é de 32,2% .( Veja, 9.9.2009, p. 70) .
É a chamada cessão onerosa de direitos . A empresa arcará com todos os custos e assumirá os riscos de produção .O valor da cessão onerosa será avaliado segundo as melhores práticas de mercado e poderá ser pago pela Petrobrás por meio de títulos de dívida pública mobiliária . federal .
PROJETO 3 PETRO-SAL
Cria a nova estatal que vai gerir , monitorar e auditar os contratos de exploração e produção no pré-sal.
Segundo Maurício Tolmasquim , presidente da Empresa de Pesquisas Energéticas, vinculada ao Ministério de Minas e Energia “ O papel da Petro-Sal será zelar pelos interesses da União, evitando que os custos sejam superestimados , o que reduziria a parte que cabe ao governo”. Já David Zylberstajn, ex-presidente da ANP afirma “ Não sei que poder terá a Petro-Sal , mas a sensação é que a ANP não terá mais autonomia para ditar as regras da exploração”. ( Exame, 23.09.2009, p. 30).
PROJETO 4 FUNDO
Cria uma espécie de poupança a longo prazo para usar os recursos do pré-sal no combate à pobreza e desenvolvimento da educação, cultura, ambiente e ciência e tecnologia .
Para Maílson da Nóbrega “ a parte da União no Fundo Social será aplicada de forma discricionária pelo Executivo , Na prática , será um orçamento paralelo , manipulável por políticos e burocratas . Um convite ao desperdício e coisas mais . A idéia de substituição de importações ressuscitou . A Petrobrás reeditaria o nacional-desenvolvimentismo , exigindo maiores índices de nacionalização de equipamentos . O filme é conhecido : bens mais caros e menos eficientes.A indústria precisa de reformas que reduzam custos sistêmicos , não de proteção indutora de baixa produtividade e em benefício de poucos . ( Veja, 23.09.2009 , p. 117) .
Investir parte do dinheiro no exterior é apontado por especialistas como medida para evitar uma entrada excessiva de dólares no país e a conseqüente valorização do câmbio , a chamada “doença holandesa”, que pode liquidar com a competitividade dos exportadores . ( F S P , 30.08.2009 , Especial p. B-3) .
Para o deputado Antonio Palocci , o Fundo Social terá “parte importante” de seus recursos destinada para fins de adaptação e mitigação das mudanças climáticas , o que inclui investimentos em pesquisa e tecnologia de fontes limpas de energia. ( F S P , 10.11.2009, p. B-9) .
URGÊNCIA NO PRÉ-SAL
Em 09 de setembro o presidente Lula recuou e aceitou retirar a urgência constitucional dos quatro projetos de lei que tratam do marco regulatório do pré-sal . Em troca , a oposição fechou acordo com a base aliado do governo na Câmara para votar os projetos no dia 10 de novembro . ( F S P , 10.09.2009 , p. B-1) .,
Na crítica de Ferreira Guar a pressa na aprovação tem outra motivação : “Por que essa pressa toda se se trata de um assunto de enorme complexidade e ser o início da exploração daquelas reservas não se dará , segundo entendidos , antes de 20 anos ? A resposta é simples : as eleições para a Presidência da República serão em 2010 e Lula quer se valer de mais essa carta para tentar ganhar o jogo .. Sem perda de tempo , também já repartiu a riqueza futura com todos os Estados em uma cartada eleitoral . Isso está num dos projetos enviados ao Congresso, suscitando uma guerra entre os Estados onde se localizam as jazidas e dos demais . Feito isso , tirou o corpo fora e os deixou brigando . Como sempre , ele não tem nada a ver com o problema . ( F s P , 27.09.2009, p.,E-10) .,
POLÍTICA INDUSTRIAL PARA O PRÉ-SAL
Segundo o presidente do BNDES , Luciano Coutinho “ Foi feito um estudo de mapeamento de famílias de empresas do setor , para identificar o que teremos de adicionar de capacidade produtiva ao longo dos próximos dez anos , a fim de assegurar que pelo menos dois terços sejam produzidos no país . Não estamos falando de refino , só de off-shore, que inclui sondas, plataformas , equipamentos para desenvolver a exploração do pré-sal. O que ainda falta é que detectamos uma série de condições de financiamento e tributação , oferecidas por países concorrentes , como Coréia , que lhes dá vantagens comparativas . Eles têm , além de prazos e taxas favoráveis , seguros e garantias, notadamente a Coréia . Ela tem uma grande seguradora pública , que dá cobertura de risco aos financiadores e empreendedores. A outra coisa é o tratamento tributário dada lá.. Como é um produto para exportação , há um processo de desoneração bastante intenso , com uma cobertura da cadeia toda . Esse é outro desafio . Então, na nossa avaliação , é preciso criar condições no Brasil similares para poder competir . ( F S P , 17.09.2009, p. B-10) .
SONDAS PARA A ANP
A Petrobrás vai ceder, a partir de novembro duas sondas no pré-sal para a ANP iniciar os estudos em áreas ainda da União localizadas na Bacia de Santos. As sondas estão alugadas em nome da Petrobrás que será ressarcida pelo trabalho que fará para a agência com o dinheiro que, por lei, as empresas devem investir nas áreas de Pesquisa e Desenvolvimento , 1% dos poços de alta produtividade .[
A Petrobrás conseguiu prorrogar os prazos para exploração de três blocos . O BM-S-17 de 2009 passou para 2012 . Os outros dois BM-S-50 e BM-S-51 de 2012 para 2015 , e estão próximos a uma área chamada de Corcovado onde já houve um povo produtivo e um poço seco . ( F S P ,29.09.2009 , p. B-11) .
SONDAS LICITAÇÃO
A Petrobrás vai lançar em outubro uma licitação para a construção de 28 sondas de perfuração , ao custo de até R$ 1 bilhão cada, dependendo das especificações . A concorrência será aberta a empresas estrangeiras , mas toda a construção terá de ser feita no Brasil , a partir de projetos de engenharia também feitos no país . ( F S P , 8.10.2009, p. B-7) .
BASES INTERMEDIÁRIAS
Devido á distância dos campos de pré-sal da costa , 300 quilômetros , a Petrobrás estuda a construção de bases intermediárias , como se fossem ilhas , a meia distância , onde ficariam os mantimentos e equipamentos que só seriam levados para a área de produção quando necessário . O transporte do petróleo , poderia ser feito de navio até a base intermediária e de lá até a costa por meio de dutos .( F S P ,19.10.2009 , p. B-4) .
ARRENDAMENTO DE ESTALEIRO
A Petrobrás arrendou o estaleiro Ishibrás no Rio de Janeiro para assegurar a construção de sondas e plataformas do pré-sal e vai investir , pelo menos , R$ 10 milhões para sua reativação . O arrendamento vale por 20 anos , com opção de compra ou prorrogação por mais dez anos . A empresa não irá operar o estaleiro , mas repassar ao grupo vencedor da licitação para a construção de sondas e plataformas . O estaleiro possui o maior dique para a construção de navios da América do Sul e está desativado há vários anos , servindo apenas para reparos em embarcações A CDB controladora do estaleiro tem como sócios a Fator Empreendimentos e a Inepar . ( F S P , 20.10.2009, p. B-8) .
FORNECEDOR ITALIANO NO BRASIL
A italiana Prysmian , vai investir US$ 110 milhões no Brasil para produzir tubos flexíveis para a produção submarina de petróleo e gás, em uma fábrica no Espírito Santo . Em troca a Petrobrás assegurou a compra por quatro anos dos equipamentos da companhia. É o primeiro grande investimento que a estatal consegue trazer para o país .( F S P , 22.10.2009, p. B-7) .
1 PETRÓLEO VUNESP 2 FASE JULHO 2008
Desde a década de 1960, a Petrobras tem realizado estudos sísmicos para identificar a capacidade de produção de petróleo e gás de uma determinada bacia do litoral brasileiro. Em 2006, 2007 e 2008, foi noticiada a descoberta de novas jazidas, o que possibilitaria a manutenção da auto-suficiência brasileira no abastecimento de petróleo e na consolidação do mercado de gás natural. (www.riodejaneiro.spaceblog.com.br)
Com base na observação do mapa, indique qual o nome da Bacia recém-descoberta e os estados que fazem parte dela.
Resolução
As descobertas anunciadas a partir de 2006 e particularmente em 2007 referem-se à Bacia de Santos , que compreende os Estados do Rio de Janeiro,São Paulo, Paraná e Santa Catarina, onde foram encontradas reservas gigantes de petróleo na camada pré-sal que irão tornar o Brasil um grande produtor de petróleo .
