Continuidade no processo exploratório?

A Lei do Petróleo, de 1997, que se seguiu à reforma constitucional que permitiu a empresas privadas qualificadas exercerem atividades de E&P de óleo e gás antes exclusivas da Petrobras, estabeleceu importantes critérios de transição para garantir a continuidade do processo. Nas disposições da lei, a Petrobras teve assegurada a titularidade dos campos em produção e em desenvolvimento. Além disso, pôde selecionar áreas compatíveis com sua capacidade de investimento para atividades exploratórias por três anos.

Em agosto de 1998 foram concedidos à Petrobras, com base em sua própria escolha, nada menos que 86 blocos exploratórios, 60 deles em bacias marítimas, num total de 216 mil km², que integraram a chamada Rodada Zero. Vários campos surgiram dessas áreas, como Jubarte, Marlim Leste, Cachalote, Ostra, Manati, Golfinho e outros, responsáveis hoje por mais de 20% da produção brasileira.

Um ano depois dessa outorga foi iniciado o ciclo anual de rodadas, com o objetivo de estabelecer um processo continuado de incorporação de novas áreas para exploração. O primeiro leilão ocorreu em junho de 1999, resultando na cessão de 12 blocos, todos marítimos, com 52 mil km² de área. 

Esse processo, entretanto, vinha se deteriorando nos últimos anos e experimentou grande impacto em 2006, com a descoberta de petróleo em reservatórios do pré-sal na Bacia de Santos, associada a uma avaliação precipitada e exagerada de seu potencial. Iniciaram-se, então, ações do governo para mudar o marco regulatório, com a introdução de um modelo de partilha da produção fora dos padrões da indústria para o polígono do pré-sal e outras áreas estratégicas a serem definidas. Em tese, o processo exploratório via concessões para novas áreas poderia e deveria ter continuado, mas isso não ocorreu. Desde 2008 não temos licitações para áreas marítimas, responsáveis por 90% da produção do país. Em consequência, a atividade exploratória está em franco declínio. Restam apenas resíduos de obrigações contratuais que se extinguirão em 2015, cobrindo áreas marítimas de 78 mil km² – número bem inferior àquele concedido no início do processo de abertura.

Num país com enorme potencial exploratório, aí se incluindo a margem equatorial, com prospectos de modelos semelhantes às significativas descobertas recentes em Gana, Costa do Marfim e Serra Leoa, identificadas também no nosso continente na Guiana Francesa, em Trinidad e Tobago e até em Sergipe, é injustificável a perda dessa oportunidade.

A lei de dezembro de 2010 que instituiu o modelo de partilha também alterou a distribuição de royalties, inclusive para campos em produção, ferindo direitos adquiridos de estados e municípios. Essas disposições foram objeto de veto do então presidente Lula, mas permanecem em situação ainda não decidida pelo Congresso. É inadmissível que esse impasse postergue o interesse maior do país em prosseguir com o processo exploratório, afastando investimentos e a geração de empregos.

Faltam oportunidades para novos investimentos no Brasil e ficam cada vez mais evidentes as dificuldades de caracterizar os reservatórios do pré-sal e desenvolver suas reservas, quer pelos custos, quer pelas complexidades técnicas e operacionais. São sintomáticas as recentes devoluções de blocos no polígono das bacias de Santos e Campos por Esso, Hess, Shell e até pela Petrobras; as negociações de farm-out ou de venda de participações acionárias de Repsol, Galp e BG; e a decisão da Anadarko de deixar o país, mesmo com descobertas no pré-sal de Campos. Contrariando o que foi anunciado, a contabilização de reservas provadas continua lenta, com a razão reserva/produção (R/P) dando sinais de estabilização ou declínio. E é pouco provável que a situação mude nos próximos anos. Aliás, já está na hora de se pensar seriamente na revogação da lei que mudou o marco regulatório, para o bem do país e mais estímulo à competição.

Convém lembrar que o conteúdo local é mais uma dificuldade. A Petrobras divulgou os custos de extração nos trimestres 4T10 a 3T11, por barril. No Brasil, sem participação governamental, sem depreciação de investimentos, foram de US$ 10,29, US$ 11,38, US$ 13,12 e US$ 13,37, respectivamente. No exterior, US$ 6,80, US$ 5,65, US$ 7,31 e US$ 7,21. O Custo Brasil é mesmo um espanto! 

A coluna de Wagner Freire é publicada a cada dois meses.
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