Entre dois longos meses no pré-sal

Diante das discussões envolvendo o marco regulatório do setor petróleo, cabem considerações sobre de que “pré-sal” estamos falando, sobre modelos de contrato e sobre unitização.

Os depósitos salinos têm grande importância na formação e na acumulação dos hidrocarbonetos, podendo os reservatórios nessa relação situar-se abaixo, acima e mesmo no interior de massas salinas. No Brasil, os reservatórios pré-sal são conhecidos há muito tempo. Estão presentes, por exemplo, no campo de Carmópolis, em Sergipe, descoberto em 1963. Os carbonatos de Badejo, descoberto em 1975, em Campos, são também pré-sal, porém menos expressivos que os do cluster de Santos. Esses reservatórios têm características permo porosas muito variadas. Baseada nos dados sísmicos e de poços, a Petrobras delineou a área esperada para os tipos de reservatórios de Tupi com cerca de 112 mil km², 38% deles cobertos atualmente por contratos de concessão. Qual a precisão desse delineamento?

Há muitas possibilidades em consideração de novas descobertas no pré-sal. A recíproca também deve acontecer: prospectos do pré-sal podem não ser bem-sucedidos. Assim, partir para modelos regulatórios diferenciados baseados em critérios geológicos/geofísicos não tem maior sustentação.

Sobre modelos de contrato, o government take nada têm a ver com eles. Pode-se ter um contrato de partilha de produção pior ou melhor que um de concessão, do ponto de vista de receita líquida do governo ou das empresas. O modelo brasileiro, por ter a Participação Especial (PE) disciplinável por decreto, confere ao governo poderes de dosar o government take nos níveis que julgar mais adequado.

Haverá sérias consequências caso se venha a adotar modelos contratuais diferenciados, por suas implicações nos processos de unitização. A maior delas será o atraso na aprovação dos programas de desenvolvimento, já que a finalização do processo depende de um razoável conhecimento das reservas por concessionários que compartilham campos que se estendam por blocos distintos. A unitização já é complexa quando os concessionários estão sujeitos a um mesmo regime regulatório. Imagine quando ele for diferente!

Além disso, quando o campo se estende para blocos sem concessões, não há como a ANP autorizar seu desenvolvimento. Paliativos, como a agência assumir o papel do concessionário inexistente ou conferir o(s) bloco(s) em questão a terceiros, apenas contribuiriam para complicar mais a situação. A solução é partir para a imediata licitação dos blocos sem concessão que apresentem evidências de unitização.

Por fim, a criação de uma nova estatal parece ser mais complexa do que se imagina, pois poderia, de novo, envolver questões constitucionais.

Assim, para o desenvolvimento do país numa relação custo/benefício ideal para a sociedade, precisamos aproveitar o pré-sal e o predomínio dos hidrocarbonetos na matriz energética mundial enquanto é tempo. O bom-senso deve predominar, com a retomada de 8ª Rodada e a solução dos problemas dos blocos sem concessões com potencial de unitização. E que logo possamos nos preparar para a 11ª Rodada e as rodadas seguintes, com a oferta de parte das áreas mais promissoras, atentos ao desenvolvimento e consolidação de um mercado competitivo, propício às inovações tecnológicas no país.

Nota do autor: Esse artigo foi escrito em 1º de junho. Alguns fatos ocorridos em julho e as notícias divulgadas após a reunião ministerial de 13 de julho requerem destaques não considerados. Primeiro, o insucesso do 2º poço do promissor bloco BM-S-22 e a falha mecânica na árvore de natal molhada – considerando-se que a Petrobras é a empresa com maior experiência mundial nesse equipamento – utilizada no TLD de Tupi põem à luz os riscos exploratórios do pré-sal e os riscos mecânicos associados aos projetos com as peculiaridades do cluster de Santos, que requerem nova apreciação crítica. Quanto ao projeto de regulação do governo, os indícios são de opção pela mudança da Lei do Petróleo, para adoção da partilha de produção e consequente criação de uma empresa 100% estatal para gerir a atividade.Um retrocesso, porque muda a natureza do government take, mas não necessariamente seu montante. A nova estatal nada tem a ver com a Petoro, enxuta estatal norueguesa que administra os recursos financeiros gerados na atividade. Quanto à nova receita do governo, decorrente da partilha da produção, sem dúvida implica uma mudança radical na administração e destinação dos recursos equivalentes à atual PE. Além disso, com relação às dificuldades de definição da área do pré-sal, parece que a saída foi estendê-la a outras áreas geograficamente (e não geologicamente) definidas, abrangendo muitas áreas não necessariamente associadas a depósitos salinos. Assim, o atual modelo ficaria confinado às atuais concessões, às bacias maduras e, eventualmente, a áreas de alto risco exploratório, o que quer que isto signifique. A única certeza é que a avaliação do potencial petrolífero do país, inclusive o do pré-sal, que já está atrasada, ficará irremediavelmente mais atrasada ainda. Resta-nos aguardar o projeto que irá de fato para o Congresso e o tratamento que lhe será conferido por essa instituição.