Pré-sal: com novo marco, IBP volta a criticar operadora única
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O presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos de Luca, criticou nesta terça-feira a aprovação, pelo Congresso brasileiro, da Petrobras como operadora única no novo marco do setor do petróleo, argumentando que poderá afastar investidores que tenham preferência por serem os administradores de seus ativos.
"Entendemos que a figura do operador único não é boa para a Petrobras nem para a indústria de maneira geral. O operador restringe o papel das outras empresas", disse de Luca durante o 6º Fórum de Óleo e Gás do Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças (Ibef).
De Luca, no entanto, afirmou que continuará apoiando as rodadas de licitações para áreas de petróleo do governo com expectativa de que o processo seja retomado o mais breve possível.
O presidente do IBP disse ainda que é preciso estudar também medidas para tornar mais previsíveis as encomendas para a indústria e com isso desenvolver os fornecedores locais.
Também participando do evento, o chefe de gabinete da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Luiz Eduardo Duque Dutra, afirmou que a entidade está se preparando para realizar os leilões do pré-sal e do pós-sal assim que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) determinar, já sob as novas regras, que ainda precisam ser sancionadas pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
Dutra destacou a intenção da ANP de dar estímulo ao desenvolvimento de pequenos produtores de petróleo no País, que deverão ter leilões próprios. "Queremos fazer licitações de reservas de menos de um milhão de barris para dar oportunidade aos pequenos capitalistas brasileiros", afirmou.
Pré-sal
Desde 1979, a Petrobras vem tentando comprovar a existência de óleo, mas as descobertas não foram significativas até 2005. Em agosto de 2005 foram encontrados os primeiros indícios de petróleo no pré-sal na Bacia de Santos, no bloco BM-S-10, próximo a Parati. O grande anúncio sobre o pré-sal ocorreu em novembro de 2007, quando o consórcio formado por Petrobras, BG Group e Galp conclui análises do segundo pólo do MS-S-11, na área de Tupi, que indicaram volumes recuperáveis entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural. A descoberta chamou a atenção do mundo para o pré-sal.
As reservas da camada geológica do pré-sal estão entre as maiores do mundo. O governo estima que os blocos na região podem conter entre 50 bilhões e 80 bilhões de barris, ou seja, cinco vezes as atuais reservas comprovadas do País (14 bilhões de barris). O maior campo identificado no bloco até o momento é o de Tupi, onde a Petrobras calcula que possa recuperar entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural. O poço de Franco possui um volume de petróleo recuperável de 4,5 bilhões de barris. Iara, de propriedade da Petrobras, abriga reservas de entre 3 bilhões e 4 bilhões de barris.Desde 2007, o governo brasileiro se prepara para definir um plano de como explorar as reservas e o que fazer com o capital obtido com as riquezas. Em julho de 2008, o governo formou uma comissão interministerial para apresentar sugestões de mudanças institucionais e regulatórias para a exploração e produção de petróleo e gás natural na camada pré-sal. Começaram então as discussões para o novo marco regulatório.
A proposta do governo para explorar as reservas, conhecida como marco do pré-sal, só ficou pronta um ano depois, em agosto de 2009. Segundo a União, 71% das reservas da área geológica ainda não foi licitada e será regida pelas novas regras. As principais definições do marco regulatório do pré-sal foram a adoção de um modelo de partilha de produção, criação do Fundo Social, participação da Petrobras em todos os campos, criação de uma nova estatal para administrar os contratos e novas regras para pagamentos e distribuição de royalties e participação especial.
O novo modelo se opõe ao sistema de concessão de blocos de petróleo, utilizado no caso de poços já existentes e fora da camada pré-sal. A partilha prevê que a União fique com determinado percentual da produção do petróleo, ao passo que deve caber às empresas exploradoras o restante do insumo recolhido. O novo paradigma foi adotado pelo fato de o governo entender que os poços do pré-sal têm altas chances de ter grande quantidade de óleo. Com o provável baixo risco de frustração, o governo acredita que as empresas exploradoras têm a obrigação de repartir com a União parte da produção.
Já o Fundo Social será formado a partir dos recursos que a União vai gerar com a partilha da produção do pré-sal. Este dinheiro deve ser usado para investimento para projetos de inovação tecnológica, políticas de educação e programas de erradicação da pobreza. De acordo com o governo, isso permitirá que o Brasil não seja vítima da chamada "doença holandesa", situação na qual um exportador de produtos primários, como o petróleo, com a entrada excessiva de divisas, abre espaço para a apreciação cambial e o desmantelamento da indústria nacional.
Já a Pré-Sal S.A. foi criada para cuidar diretamente dos investimentos do petróleo encontrado na camada pré-sal. A nova empresa representará os interesses da União nos contratos de partilha de produção. Não está previsto que realize atividades operacionais de pesquisa e lavra ou qualquer tipo de investimento, mas terá assento nos comitês operacionais que definirão as atividades dos consórcios, com direito a voto e poder de veto nas decisões.
Por fim, as novas regras sobre royalties e participação especial definem quanto será distribuído para cada administração municipal e Estadual, além do que fica com a União, proveniente destes tributos. Durante as discussões a Petrobras continuou avançando no desenvolvimento dos campos que já possui e, em maio de 2009, iniciou a produção no pré-sal da Bacia de Santos, na área conhecida como Tupi. Em cerimônia simbólica, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva recebeu o primeiro litro de óleo da camada pré-sal.
Desafios
O maior desafio para a exploração das novas reservas é a camada de sal, que sob alta pressão e alta temperatura se comporta como um material plástico, o que exige o desenvolvimento constante de tecnologias. O primeiro poço perfurado pela Petrobras na área demorou mais de um ano e custou US$ 240 milhões.
Outro desafio é a distância de cerca de 230 km do litoral brasileiro. O petróleo pode ser produzido e escoado direto das plataformas para navios e transportados para terra. Já o gás natural só pode ser escoado por dutos. Por navios, o gás somente pode ser transportado depois de liquefeito.
