Nove anos depois, o pré-sal não é mais nosso

Por Cloviomar Cararine Pereira, da Revista Fórum - Em setembro de 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do pré-sal colocando o Brasil no ranking das nações detentoras de grandes reservas de petróleo. Tratou-se de uma das maiores descobertas de campos petrolíferos das últimas décadas no mundo. Essa descoberta foi alcançada com a perfuração do primeiro poço de petróleo na camada do pré-sal brasileiro, poço RJS-628A, no campo de Tupi (Bacia de Santos). Eram resultados impressionantes e cifras inéditas para a indústria do petróleo mundial de então. O custo deste primeiro poço chegou a US$ 240 milhões, sendo que até aquele momento, o poço mais caro tinha sido perfurado pela estatal mexicana Pemex no golfo do México, com US$ 100 milhões. Chegou-se a uma profundidade de 7.600 metros e foram confirmadas reservas estimadas (ainda não provadas até hoje) em mais de 100 bilhões de barris. A título de comparação, até aquele momento, nos 50 anos de existência da Petrobrás, o Brasil possuía cerca de 10 bilhões de reservas provadas.

Depois de dois anos desta descoberta histórica, o início da produção comercial do primeiro óleo do pré -sal aconteceu em setembro de 2008, no campo de Jubarte, no litoral do Espírito Santo. Naquele momento, o mundo entrava em uma complexa conjuntura econômica de crise (iniciada na crise financeira americana dos subprimes) em que o Brasil adotou políticas anticíclicas para manter o crescimento (via expansão do crédito dos bancos públicos e aumento do gasto autônomo das empresas públicas, principalmente para o desenvolvimento do pré-sal), dentre estas a expansão dos investimentos da Petrobras.

É naquele contexto que emergiu na pauta do setor de petróleo e gás o debate estratégico a respeito do modelo de exploração adotado até então e das necessidades de mudanças, bem como do papel que o setor teria para impulsionar a indústria local com os grandes volumes de investimentos que o desenvolvimento do pré-sal requereria.

Até a descoberta do pré-sal, o modelo de exploração e produção do petróleo era o de Concessão (lei 9.478) no qual se permitia a participação de quaisquer empresas nas licitações dos campos de petróleo. A recompensa para o Estado se dava mediante o pagamento dos bônus de aquisição de campos, em leilões organizados pela agência reguladora do setor (ANP), e o pagamento de royalties que variam de 5% a 10%. Até então, não havia uma política de desenvolvimento do conteúdo local, estimulando as contratações na cadeia de fornecedores brasileiros e geração de renda e empregos nacionais.

Alguns defensores do modelo de concessão alegavam que o pré-sal descoberto era fruto da competição criada entre as petroleiras. O episódio de sua descoberta mostra uma realidade bem diferente desses argumentos, uma vez que a americana Chevron desistiu dos investimentos quando o custo daquele primeiro poço chegou no patamar de US$ 100 milhões, desistindo do negócio e vendendo sua participação no consórcio para a Petrobras e para a portuguesa Petrogal. A Petrobras continuou com os investimentos e o projeto tornou-se uma realidade.

Após a descoberta do pré-sal, em 2010, depois de longo debate na sociedade, o Brasil mudou sua visão estratégica para o setor e passou a adotar o modelo de partilha da produção (Lei 12.351), ainda que apenas para estes campos, e consolidou uma política de conteúdo local. Além disso, foi realizado um processo de capitalização da Petrobras em troca de cessão de 5 bilhões de barris (regime de Cessão Onerosa) para a exploração da empresa em campos do pré-sal. No modelo de partilha da produção, adotado em países que haviam descoberto grandes campos petrolíferos, o entendimento passou a ser de que os riscos para as empresas explorarem petróleo se reduziram enormemente e, por isso, as participações governamentais aumentaram. No Brasil, o regime de partilha da produção foi implantando tendo a Petrobras como única empresa operadora dos campos, com participação mínima de 30% do consórcio. Além disso, estruturou-se uma política de conteúdo local para aproveitar, da melhor maneira possível, os investimentos na exploração deste bem finito.

Hoje, passados 9 anos da confirmação do primeiro óleo no pré-sal, sua exploração acontece em 14 campos e em cerca de 80 poços. Os dois maiores campos em produção, concentrando cerca de 80% da produção de petróleo e gás natural do pré-sal, são: primeiro, Lula, na Bacia de Santos no litoral do Rio de Janeiro, com mais de 40 poços em produção e pertencente ao consórcio da Petrobras (operadora com 65%), Shell com 25% e Petrogal com 10%; e Sapinhoá em segundo, também na Bacia de Santos, mas no litoral de São Paulo e com mais de 10 poços em produção, pertencente ao consórcio da Petrobras (operadora com 45%), Shell com 30% e Repsol Sinopec com 25%. Estes campos foram adquiridos em 2000, em leilão da ANP, e estão sob o modelo de concessão, com participação governamental pequena (10% de royalties e cerca de 20% de participação especial) e sem obrigatoriedade de conteúdo local.

O histórico de produção de petróleo e gás natural dos campos em operação no pré-sal mostra um crescimento muito rápido de sua participação na produção nacional. Segundo dados da ANP, em 2010 a produção destes campos representava apenas 2,8% da produção nacional, em 2017 chegava a 50% da produção, com produção de 1,57 milhão de boe/dia em agosto deste ano.

Para ter uma dimensão melhor deste volume produzido no pré-sal, somente a produção de petróleo, sem considerar o gás natural, está em 1,3 milhão de barris por dia. Se fosse um país, estaria em 19º lugar no ranking dos maiores produtores de petróleo do mundo, à frente de países como Reino Unido, Omã e Colômbia.

Este crescimento se explica pelo potencial de produção em cada poço do pré-sal. Os 10 maiores poços em produção, em agosto de 2017, têm uma produção diária acima de 31,6 mil barris equivalentes, sendo que o poço 7LL15DRJS, no campo de Lula (Bacia de Santos), chegou à produção de 41,5 mil boe/dia. A título de comparação, em todo o Estado de Sergipe a produção total (em terra e mar) neste mesmo mês foi de 36,9 mil boe/dia, com 2.170 poços. Ou seja, apenas 1 poço do pré-sal supera toda a produção de mais de 2 mil poços em Sergipe.

Em relação a distribuição do petróleo produzido, mesmo sendo a única operadora dos campos, a Petrobras ficou, em agosto de 2017, com 67% do total produzido (1.056 mil boe/dia), a BG (hoje Shell) ficou com 21% (331 mil boe/dia), a Petrogal com 7% (102 mil boe/dia) e a Repsol com 5% (81 mil boe/dia).

Neste sentido, o pré-sal tornou-se importante também para outros países, como o caso de Portugal, que consome cerca de 236 mil barris/dia e, somente o pré-sal, representa 43% de todo o consumo do país.

Assim, apresentado os números impressionantes do pré-sal, vale chamar atenção para as escolhas estratégicas feitas anteriormente pelo país e quais estamos fazendo hoje. Neste momento, com campos adquiridos no modelo de concessão e sem conteúdo local, mesmo operados pela Petrobras, grande parte da riqueza gerada com essa exploração não fica, nem ficará no Brasil.

Para piorar, mudanças ocorridas recentemente na política do setor retiraram a operação única da Petrobras, acelerando os leilões de campos do pré-sal, e optou-se ainda em reduzir o conteúdo local, renunciar recursos fiscais às petroleiras estrangeiras via MP-795 do Repetro e, também, pela política de desinvestimentos da Petrobras. Após tudo isso, já é possível perceber uma maior participação de empresas estrangeiras na operação dos campos do pré-sal, como aconteceu nos últimos leilões da ANP, com a entrada das petrolíferas chinesas, o caso da Statoil no campo de Carcará e da Shell nos campos de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste. Esta política retira nossa soberania energética, aprofunda nossa dependência das vendas externas de petróleo, joga fora a oportunidade que temos com estes promissores campos e retira a importância da política de conteúdo local. Ainda não há o que comemorar! Dado o rumo que tomamos, a comemoração ocorrerá em terras estrangeiras (EUA, Reino Unido, China, Holanda e até em nossa antiga metrópole portuguesa).

 Cloviomar Cararine Pereira é economista, técnico do Dieese na subseção da FUP (Federação Única dos Petroleiros) e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas (GEEP/FUP).