“Apagão” na indústria de petróleo brasileira

Ao redigir este artigo, a Câmara, no processo de apreciação dos quatro projetos de lei oriundos do Executivo que tratam do pré-sal, só havia formalmente aprovado, e praticamente na forma proposta pelo governo, o PL da criação de uma nova estatal, a meu ver, desnecessária. De alteração relevante nos demais projetos houve apenas o aumento dos royalties do pré-sal (e áreas “estratégicas”) de 10% para 15%. Mas, como estados produtores e não produtores não chegaram a um acordo sobre a distribuição das futuras “riquezas” – até porque tomou força o movimento para rever a atual distribuição dos royalties e da Participação Especial –, o PL da partilha, no qual se insere essa discussão, não fechou. Pouco se discutiu se as mudanças propostas seriam boas ou ruins para o país.
Há um bom entendimento de que, graças à Participação Especial, peculiar ao modelo brasileiro, do ponto de vista de government take, os modelos de concessão e de partilha são equivalentes – ou podem ser equivalentes pelo simples ajuste por decreto do Executivo. Isso desperta a clássica pergunta: se são idênticos e o regime atual está dando certo, por que o governo tomou a iniciativa de mudá-lo?
O “pré-sal” agora virou uma área bem maior que a anteriormente delineada, avançando nas águas rasas. Pior: abandonou as práticas internacionalmente consagradas, e seguidas pela ANP, de traçar polígonos coerentes com meridianos e paralelos geográficos. Agora o “pré-sal” cobre uma área onde se originam cerca de 85% da produção brasileira de óleo e gás, sem correspondência com os carbonatos algálicos aptianos!
Na partilha, o percentual do government take será proposto pelo ofertante na licitação, considerando o mínimo estabelecido pelo governo. Se ganhar e descobrir o que estimou, tudo bem. Se a descoberta ficar abaixo da expectativa, talvez não seja possível desenvolvê-la. De qualquer modo, estaremos lidando com um novo patamar de royalties, que se aplica às receitas brutas. Mais um empecilho para desenvolver campos de menor porte.
São os novos apêndices introduzidos pelo governo, porém, que causam enorme perplexidade, como conceder a uma única empresa privada, a Petrobras, sem licitação, os blocos que lhes aprouverem. E caso o governo resolva fazer licitação, obriga essa mesma empresa a assumir pelo menos 30% de participação, ganhe ou não a licitação, integre ou não o consórcio vencedor. Ruim até para a Petrobras. Não há paralelo disso no mundo.
A competição é crucial para o desenvolvimento de soluções inovadoras e mais econômicas. Nas águas profundas do Golfo do México, para objetivos a mais de 8 mil m e, como no Brasil, distantes da costa e com espessas camadas de sal, estão em operação ou implantação 39 sistemas de produção, de tecnologia variada, operados por 14 empresas, majors e independentes, em intensa competição, inclusive com presença da Petrobras, operadora do primeiro FPSO no Golfo. A propósito, essa unidade está com o casco em conversão na China e os módulos em fabricação em Singapura! A indústria brasileira não foi consultada ou não foi competitiva? Os autores dos PLs sabem a resposta?
Enquanto isso, o processo exploratório do país que espere. Nossas reservas estão sendo consumidas a um ritmo de cerca de 1 bilhão de BOE por ano. Quando Tupi, Iara e Guará entrarem em produção plena, daqui a dez ou 15 anos, como estarão nossas reservas? Elas estão sendo substituídas? É sempre bom lembrar que esses campos resultaram de concessões feitas em 2000, e que desde a 7ª Rodada, em 2005, não se faz nenhuma concessão nas áreas de maior prospectividade do país.
De fato, 2009 será o ano do apagão da indústria petrolífera nacional, com boa chance de se prolongar pelos anos seguintes.