E&P de petróleo no Brasil: balanço de 2011

Um dos fatos mais relevantes do upstream no ano que passou – infelizmente negativo – foi a ausência de rodadas para concessão de novas áreas. Os leilões, que eram anuais, foram interrompidos em 2008, num evento modesto e apenas com blocos terrestres. Com isso, perdeu-se uma boa oportunidade de recuperar o tempo perdido, pois, mesmo com a crise financeira global, os investimentos em E&P continuam expressivos, e o Brasil é olhado com muito interesse, até mesmo por força do marketing do pré-sal. Para manter um razoável nível de crescimento o país precisa dos investimentos que as rodadas propiciam, e o caixa do governo, do reforço dos bônus associados.

O esforço exploratório decorrente das licitações anteriores está se esgotando rapidamente, e sem perspectivas de renovação. Sabemos que o processo exploratório é sujeito a riscos geológicos e requer constante aplicação de recursos, com equipes especializadas de alto nível, que se empenham num processo continuado de avaliação do potencial de petróleo. A falta de novas oportunidades no Brasil está levando empresas a desmobilizar esse contingente e a procurar alternativas em outros países. A discussão no Congresso sobre as participações governamentais tem desfechos imprevisíveis para os governos federal, estaduais e municipais, mas não pode ser motivo para a ausência das rodadas.

Também lamentável foi o tratamento dado pelas autoridades ao acidente no campo de Frade, típico de país sem maturidade na indústria de petróleo. Parece que nada aprendemos com Macondo. Aliás, vale lembrar que há tempos as atividades foram retomadas no Golfo do México, inclusive com licitação para novas e muito disputadas concessões em 2011.

Do ponto de vista dos preços do petróleo o ano passado foi excepcionalmente bom para os produtores, como começam a espelhar os balanços que estão sendo divulgados. Em 2008 o Brent passou por um pico de preços em julho, atingindo cotações superiores a US$ 130/bbl, mas o preço médio ficou em US$ 97/bbl. Seguiram-se anos de preços baixos: US$ 62/bbl em 2009 e US$ 80/bbl em 2010. Em 2011 os preços se mantiveram relativamente estáveis, mas num patamar mais elevado, alcançando a média de US$ 111/bbl. Ótimo para as empresas de petróleo. Ótimo, no caso brasileiro, para União, estados e municípios, cujas receitas originadas das participações governamentais estão, por lei, indexadas ao Brent.

Já no refino, a Petrobras sofre porque os preços de venda dos derivados, sobretudo diesel e gasolina, não estão sujeitos a preços de mercado, como ocorre nos EUA, na Europa e em muitos outros países. No Brasil, a ausência de um mercado competitivo fez com que a Lei do Petróleo introduzisse disposições transitórias para indexar os preços dos refinadores a mercados competitivos internacionais. Com a extinção desses critérios, a situação deixou de ser transparente, com o governo, na prática, definindo quando e por quanto a Petrobras pode vender seus produtos. A consequência é que a petroleira vem sendo prejudicada, pois seus preços de realização passaram a ignorar a cotação da matéria-prima, vinculada ao Brent, que se manteve muito elevada em 2011.

Há outra situação complexa em relação aos biocombustíveis, particularmente o etanol, que compete com a gasolina e deixou de ter referência de mercado competitivo. Nos EUA, embora com subsídios ao produtor (fixos, em dólares por galão comercializado), recentemente extintos, esse referencial sempre existiu e não impediu o país de ultrapassar há anos a produção brasileira. Nos EUA os produtores de etanol e gasolina vendem seus respectivos produtos a preços de mercado e se ajustam a essa situação. Aqui os produtores de etanol se defrontam com uma situação diferente: além das dificuldades inerentes à produção agrícola, competem com gasolina subsidiada. Essa situação precisa ser revista para que se conheça melhor o poder relativo de competição entre esses produtos e, assim, se modernize essa indústria. Afinal, os produtos não petrolíferos vieram para ficar.

Considerando a realidade não competitiva do mercado de derivados, a melhor solução é mesmo retornar rapidamente à indexação do diesel e da gasolina aos preços da Costa do Golfo, e até usar – com parcimônia e por curto tempo – a Cide para suavizar os reajustamentos abruptos aos consumidores.

Cabe registrar ainda que a Petrobras, após intensos trabalhos no pré-sal, apropriou reservas provadas relativamente modestas. O destaque para o “pré-sal de Santos e Campos” foi de apenas 0,52 bilhões de BOE, pelo critério SEC, e 0,98 bilhões de BOE pelo critério SPE, mesmo com a declaração de comercialidade de Guará (agora Sapinhoá) nos últimos dias de dezembro, com volumes recuperáveis estimados de 2,1 bilhões de BOE, sobre os quais a Petrobras detém 45% de direitos. O pré-sal é mesmo complicado!

Este ano não pode ser igual àquele que passou.