Da Campanha “O Petróleo É Nosso” aos Desafios do Pré-Sal

A história da indústria do petróleo no Brasil é marcada por dois períodos. No embalo da campanha “O Petróleo é Nosso”, o primeiro teve início com a Lei n.º 2004 de 1953, que criou a Petrobras e deu à empresa o monopólio da exploração, produção, refino e transporte da commodity e seus derivados no país.

O segundo período, reflexo do processo de abertura econômica e de reforma do Estado, começou em 1995 com a aprovação da Emenda Constitucional n.º 5, que permitiu a exploração por empresas privadas dos serviços locais de gás canalizado. Com a promulgação da Lei n.º 9 478 de 1997, a Lei do Petróleo, culminou a definição do novo marco regulatório do setor.

Ainda em 1995, a Emenda Constitucional n.º 9 tornou flexível o monopólio da Petrobras e permitiu a atuação de grupos privados em toda a cadeia do segmento econômico.

Ao longo de pouco mais de meio século, o Brasil foi considerado um país dotado de poucas reservas e, portanto, condenado à condição de importador da commodity. Atingiu a auto-suficiência em 2006. E agora sonha com a possibilidade de entrar para o seleto grupo dos grandes exportadores, depois da descoberta das expressivas reservas do pré-sal.

O presente artigo traz um breve histórico da indústria petrolífera no Brasil: da fundação da Petrobras até a quebra do monopólio estatal na década de 1990. Em seguida, apresenta avaliação dos resultados obtidos com a mudança do marco legal. Por fim, lista as oportunidades e desafios do pré-sal para o futuro do país diante de um cenário de crise financeira internacional.

Do início ao fim do monopólio

Criada em 1953 pela Lei nº 2004, sancionada pelo presidente Getúlio Vargas no dia 3 de outubro daquele ano – data de aniversário da Revolução de 1930 –, a Petrobras iniciou suas operações em 1954. A empresa nasceu com a responsabilidade de promover as pesquisas de petróleo e realizar todas as operações do setor no país, como produção, transporte, refino e comércio de petróleo e derivados.

O processo de exploração e produção de petróleo no Brasil pode ser dividido, de modo geral, em três fases bem delimitadas.A primeira delas, denominada fase terrestre, inicia-se com a própria criação da Petrobras e vai até 1968, quando começam as explorações no mar.

O período acabou marcado pelo chamado Relatório Link, conjunto de cartas do geólogo americano Walter Link, ex-funcionário da Standard Oil of New Jersey, para a direção da Petrobras. De acordo com Link, o Brasil não possuía reservas economicamente viáveis nas bacias terrestres. Deveria, portanto, voltar-se para o mar.

Durante quase uma década, Link foi o responsável pelo Departamento de Exploração da estatal. A opinião causou grande polêmica em um período caracterizado pelo nacionalismo exacerbado.

A partir de 1968, o país intensificou as atividades em áreas marítimas. No princípio, a exploração concentrou-se nas bacias localizadas no Nordeste. Em 1973, com o primeiro choque do petróleo, quando o valor do barril passou de US$ 2 para US$ 10 a preços da época, o Brasil teve de buscar alternativas para a importação da commodity em larga escala, pois o cenário de oferta abundante e preços baixos ficara no passado.

Vale lembrar que o Brasil vivia a fase do chamado “milagre econômico”, com taxas de crescimento acima de 10% do pib, o que resultava em aumento da demanda por petróleo. Sem recursos para manter os níveis de compra no mercado internacional e sem reservas conhecidas, a Petrobras manteve o foco no Atlântico, onde havia perspectivas de se encontrarem novas jazidas.

Em 1974, ocorreu a primeira descoberta comercial na bacia de Campos. A partir daí, houve intensificação de atividades na área, resultando em vários campos em águas rasas, com lâminas d’água inferiores a 400 metros.

Até 300 metros de profundidade, a exploração pode contar com o auxílio de mergulhadores. Depois disso, todo o processo tem de ser feito por meio da robótica. Com a fronteira das jazidas cada vez mais distante da costa e em profundidades sempre maiores, o país acabou por figurar na vanguarda do desenvolvimento tecnológico para produção e exploração em águas cada vez mais profundas.

No entanto, o óleo extraído das reservas da bacia de Campos era pesado para o perfil das refinarias instaladas no país. O fato tornou-se novo desafio para a Petrobras. Por meio do projeto “Fundo de Barril”, a estatal conseguiu fazer com que as refinarias operassem com 85% de óleo nacional.

O segundo choque do petróleo em 1979, quando o valor do barril chegou a US$ 35 a preços de então, obrigou o país, mais uma vez, a se voltar para o oceano em águas cada vez mais profundas. O quadro externo também incentivou o investimento em fontes alternativas de energia. O Pró-álcool é um exemplo. Mais tarde, o programa viria a se tornar o embrião das pesquisas em biocombustíveis.

Mesmo em cenário adverso, a produção offshore permitiu que o país alcançasse a meta de produzir 500 mil barris de petróleo por dia em 1984, com um ano de antecedência. Desde então, o país vive a terceira fase de exploração e produção, denominada de marítima de águas profundas. O período teve início com a descoberta dos campos de Albacora, no final de 1984, e de Marlim, no início de 1985. Os dois campos estão localizados em águas profundas, com lâmina d’água acima de 400 metros.

Segundo Fernández e Pedrosa, no trabalho citado, as atividades na área permitiram a descoberta de novos campos gigantes em águas ultraprofundas (com lâmina d’água acima de mil metros), como Albacora Leste (1986), Marlim Leste (1987) e Marlim Sul (1987).

Contudo, o contrachoque do petróleo registrado em 1985, com o preço do barril em torno dos US$ 15, criou dificuldade na obtenção de capital para investimentos na área. O desenvolvimento desses campos só se tornou possível após 2001, depois de superadas as limitações técnicas e asseguradas as fontes de recursos.
Do novo marco legal à auto-suficiência.

A Constituição de 1988 manteve o monopólio da Petrobras, mas introduziu a idéia de um órgão regulador para o setor. Isso despertou a empresa para a necessidade de se preparar para os novos tempos.

Depois de 35 anos de criação, a estatal lançou o seu primeiro plano estratégico em 1989. O projeto tinha como diretrizes as necessidades de investimento em eficiência, competitividade, recursos humanos e tecnologia, além da integração do processo produtivo (upstream e downstream). A proposta revelava diretrizes que se contrapunham aos princípios adotados por uma estatal monopolista.

Nos anos 1990, dentro do contexto da reforma do Estado, inicia-se uma nova fase institucional para o setor. Em agosto de 1995, a Emenda Constitucional n.º 5 permitiu que os serviços locais de gás canalizado fossem explorados por empresas privadas. Em novembro daquele mesmo ano, a Emenda Constitucional n.º 9, que flexibiliza o monopólio da Petrobras e permite a atuação de empresas privadas em todos os elos da indústria do petróleo, intensificou o processo de reestruturação setorial, que culminaria com a Lei n.º 9 478, em 1997.

O novo marcou legal manteve o monopólio da União sobre as reservas de petróleo, gás e demais atividades da cadeia produtiva. No entanto, as atividades de exploração e produção passaram a ser regidas por contratos de concessão firmados entre a Agência Nacional do Petróleo (anp) – autarquia criada pela lei para promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades do setor – e as empresas vencedoras das licitações de blocos promovidas anualmente. A Petrobras teve garantido o direito sobre os campos em produção e as áreas em que tivesse realizado investimentos na exploração.

A anp tornou-se o braço da União para realizar os poderes de concessão, fiscalização e regulamentação. O modelo regulatório instituído obteve, ao longo dos últimos onze anos, os resultados esperados: atração de novos investimentos, maior participação dos entes federativos sobre as receitas geradas pelas atividades do setor e, sobretudo, o fortalecimento da Petrobras.

Submetida à concorrência, a empresa foi oxigenada. Assimilou novas práticas. Inovou na sua gestão. Construiu novas parcerias. Mudou a sua forma de relacionamento com o governo federal. Aprimorou práticas de responsabilidade social e de cuidados com o meio ambiente, aumentando a transparência em relação ao mercado.

Já não mais protegida sob o guarda-chuva do monopólio legal, a estatal adquiriu maior relevância internacional. O próprio Estado passou a utilizar menos a empresa como instrumento político e procurou aproveitar melhor os fluxos de lucros, dividendos, impostos e participações governamentais pagos pela empresa.

Por essas razões, o processo de abertura do setor no Brasil é reconhecido internacionalmente. Ele se destaca pela transparência e pela estabilidade de regras, elementos que possibilitam aos agentes econômicos previsibilidade e planejamento de longo prazo. Depois dessas mudanças, o setor aumentou consideravelmente sua participação no pib, crescendo sempre acima da média.

A Tabela 1 apresenta dados do setor de petróleo e gás, comparando os anos de 1997 e 2007:
Vale lembrar que a lei foi aprovada sob forte oposição dos que hoje estão no governo, a exemplo do que ocorreu com outras reformas estruturais. Dizia-se à época que quebrar o monopólio era franquear as riquezas brasileiras a investidores estrangeiros, em prejuízo da nação. Os fatos mostraram o contrário. Não apenas o país tornou-se um produtor mais relevante de petróleo, como a própria Petrobras tornou-se mais eficiente.

Dez anos depois da abertura do setor, existem hoje mais de 70 grupos econômicos atuando em exploração e produção de petróleo e gás no país, dos quais boa parte de origem estrangeira. A média diária de produção cresceu 120% no período.

Como se vê, o Brasil ganhou muito ao se abrir à concorrência externa e permitir que investidores privados ingressassem em áreas antes cativas do Estado – algo que a ideologia do atual governo sempre execrou.
Em resumo, o novo marco regulatório foi idealizado para criar regras claras à participação dos agentes nas atividades anteriormente desempenhadas de modo exclusivo pela Petrobras. O objetivo era promover a entrada de novos atores no setor, fomentar a competição e atrair novos investimentos. Os números demonstram o sucesso da lei.

O padrão de contrato de concessão adotado pelo novo modelo prevê a apropriação pela sociedade – por intermédio da União, dos estados e dos municípios – de parte da renda obtida pela produção de petróleo e gás. São as participações governamentais, mecanismo adicional às obrigações tributárias previstas legalmente.

A Lei n.° 9 478 alterou substancialmente esse mecanismo para ampliar a fatia governamental sobre a renda auferida nas atividades de exploração e de produção, regidas pelos contratos de concessão, conforme o quadro abaixo:
O bônus de assinatura é pago pelo vencedor do leilão das áreas concedidas para exploração. O valor é repassado integralmente à União. Conceitualmente, o bônus precifica o risco exploratório associado ao bloco e à bacia ofertados. Já o pagamento pela ocupação ou retenção de área refere-se aos valores pagos por quilômetro quadrado retido pela concessionária durante a fase de exploração e de produção. O montante também acaba repassado integralmente para a União.

Os royalties recaem sobre a renda bruta da produção e pode variar de 5% a 10%, sendo hoje de 9,7% na média ponderada. Os valores da renda bruta são calculados em função do preço internacional do barril e do câmbio. Representam uma compensação financeira pela exploração de um recurso mineral não-renovável.
As participações especiais são aplicadas a campos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade. Recaem sobre a renda líquida de acordo com alíquotas progressivas que variam em função do volume de produção de um determinado campo. Expressam a captura financeira pelo Estado de parcela da rentabilidade das atividades de produção no setor de petróleo, como faz o Imposto de Renda.

Os royalties e as participações especiais contemplam União, estados e municípios, em percentuais distintos, conforme apresentado na Tabela 4. Repartem-se aproximadamente na proporção de 50% para União e 50% para estados e municípios. Pode-se observar que o total da distribuição das participações governamentais entre União, estados e municípios depende significativamente do valor do bônus de assinatura auferido na licitação anual, uma vez que estes são repassados integralmente à União.

Da transformação na indústria do petróleo resultou o crescimento quase exponencial da participação do governo nas receitas do setor. Considerando royalties, participação especial, bônus de assinatura e pagamento por retenção de área, ela somou mais de R$ 82 bilhões desde 1998 até o ano passado.

A evolução das Participações Governamentais, desde a promulgação da Lei, e a evolução de sua distribuição entre os entes federativos são apresentadas nas Figuras 1 e 2.

Diante do cenário de aumentos de produção, investimentos e participações governamentais, a produção nacional atingiu a auto-suficiência em meados de 2006 com o início das operações da plataforma P-50 no campo Albacora Leste, na bacia de Campos. A produção nacional chegou a 1,85 milhão de barris, superando pela primeira vez a capacidade de processamento das refinarias.

O resultado – a despeito da estratégia do Planalto de vender a tese de que a auto-suficiência reflete ações adotadas a partir de 1º de janeiro de 2003 – apenas ratifica a importância e o sucesso do marco regulatório. Mais: representa décadas de trabalho de exploração e produção durante sucessivos governos.

Mas na prática, mesmo com toda a comemoração do governo, ainda temos de importar óleo leve e continuamos tendo déficit na conta petróleo. Em agosto deste ano, o Brasil teve de importar US$ 818 milhões em petróleo, por exemplo.

As oportunidades e desafios do pré-sal

De forma semelhante ao período da campanha “O petróleo é nosso”, há mais de meio século, o tema está de volta à ordem do dia. Depois do anúncio da descoberta da existência de bilhões de barris de petróleo no campo de Tupi – extensa área localizada na camada de sal do Oceano Atlântico que vai do Espírito Santo a Santa Catarina – em meados do ano passado, o petróleo voltou à ribalta nacional. E mais uma vez, o atual governo arvorou-se de único responsável pela descoberta.

Na verdade, os esforços exploratórios nos blocos do pré-sal tiveram início com a segunda rodada de licitações da anp, realizada em 2000. Portanto, ainda no governo passado. Durante o período do monopólio estatal não foram realizadas atividades exploratórias significativas nessa área. No entanto, o novo cenário, a partir das recentes descobertas no pré-sal, estimulou o debate quanto ao modelo regulatório do país.

As atividades de exploração e produção de petróleo e gás são regidas internacionalmente por três modelos principais: contrato de concessão, contrato de partilha e prestação de serviços. No contrato de concessão (adotado no Brasil), o monopólio dos recursos naturais é da União, mas o risco da exploração é da concessionária, que em caso de sucesso torna-se proprietária do óleo produzido pelo período de vigência do contrato.

O país recebe compensações financeiras, por meio das participações governamentais e de bônus de assinatura que precificam o risco exploratório. O processo é altamente transparente e permite o planejamento da utilização de áreas para exploração, inclusive à luz de definições estratégicas de políticas públicas.

Já no contrato de partilha, o custo do risco exploratório é da empresa contratada. Em caso de sucesso da empreitada, a empresa desconta os custos de exploração e de desenvolvimento da produção do óleo, que é repartido entre a empresa e a União em percentuais preestabelecidos. De modo geral, os custos no modelo de partilha são maiores.
Na prestação de serviços, o plano de trabalho é definido entre a empresa operadora e o Estado. O pagamento à empresa é realizado em dinheiro e o óleo fica nas mãos do Estado, que é responsável por sua comercialização. A prestação de serviços é o modelo adotado por México e por Irã, por exemplo.

O debate sobre o tema tem despertado paixões, deslocando o foco da discussão para o modelo regulatório, quando a grande questão – do ponto de vista da sociedade – está na fatia apropriada pelo Estado da renda oriunda da produção de um bem não-renovável.

O modelo regulatório utilizado não determina a fatia apropriada. A apropriação maior ou menor pode se dar em qualquer modelo. Essa deveria ser a questão central do debate.

A passagem de um modelo monopolista em toda a cadeia para uma realidade concorrencial exige um processo contínuo de ajustes com vistas ao máximo ganho para a sociedade. No entanto, sob a retórica da defesa do interesse nacional, a mudança no modelo como um todo pode fazer o país voltar no tempo, andar na contramão da tendência internacional e paralisar o desenvolvimento do setor, estratégico para o crescimento da economia.

Não se trata, portanto, de buscar subterfúgios para – diante da nova realidade representada pela descoberta do pré-sal – alterar o cerne de um modelo em que as atividades de exploração e produção se fazem por licitação transparente e sob contratos de concessão.

De fato, algumas condições mercadológicas e tecnológicas se alteraram desde a entrada em vigor do marco legal pós-monopólio. Mas os ajustes à nova realidade podem ser feitos sem mudança do conteúdo da lei em vigor. A variação do preço internacional do petróleo e o volume estimado das recentes descobertas na camada pré-sal levam à necessidade de revisão da fatia governamental auferida nas atividades de produção de petróleo e gás, em função da alta rentabilidade. A lei contempla essa possibilidade: a participação especial, regulamentada por decreto presidencial, pode ter suas alíquotas ajustadas levando-se em conta todos os elementos da rentabilidade. Acresce que o bônus de assinatura, que precifica o risco, tende, pelo processo de concorrência, a apresentar valores mais elevados onde o risco exploratório for menor, como na camada do pré-sal.

Diversas propostas foram apresentadas para a destinação dos recursos das participações governamentais associadas à exploração das jazidas dessa camada. Nenhuma delas é incompatível com o modelo de contrato de concessão. Obstáculo, se houver, será o contingenciamento de recursos para fins de geração de superávit primário. É essa prática que impede a efetiva aplicação de recursos com base em destinações preestabelecidas em lei.
O modelo atual tampouco dificulta o planejamento de longo prazo relativo à utilização das reservas do país. Para isso, existe o Conselho Nacional de Política Energética.
Enfim, todas as condições estão dadas para, mantida a estabilidade atual, continuar atraindo investimentos, melhorar o conhecimento de nosso subsolo e fortalecer ainda mais os orçamentos dos entes federativos com novos recursos oriundos da renda petróleo.
Conclusões e perspectivas
Logo após o anúncio da descoberta das reservas da camada pré-sal, o governo retirou da nona rodada de licitação de blocos da anp as áreas de pré-sal localizadas nas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. A decisão veio a reboque de estimativas otimistas e prematuras. A Petrobras chegou a estimar um volume de oito bilhões de barris apenas em Tupi e de mais de 70 bilhões de barris no pré-sal das Três Irmãs.

Se os cálculos estiverem corretos, as reservas brasileiras passariam a figurar entre as dez maiores do mundo, atrás apenas dos países do Oriente Médio, da Rússia, da Nigéria e da Venezuela.

Diante desse cenário de euforia, o governo conseguiu transformar uma boa notícia em problema e ainda vendeu para a população a idéia de que todos os males do país serão resolvidos com os recursos do pré-sal.

Sem saber para onde caminha o setor, os investimentos em petróleo no Brasil entraram em compasso de espera antes mesmo de os efeitos da crise financeira internacional atravessarem o Atlântico. Como no restante da economia, a crise pegou o governo desprevenido também no que se refere ao pré-sal.

Já antes do anúncio da descoberta de Tupi, a oitava rodada de licitações fora suspensa por decisão judicial, tomada em 2006. Posteriormente, a liminar foi derrubada, mas o governo seguiu sem definir como e quando retomará a rodada porque nela estão dez blocos localizados nas “franjas” do pré-sal. Nesse cenário de crise internacional, fica claro o prejuízo que o governo causou ao retirar a área do pré-sal dos leilões da anp no momento em que o preço do barril do petróleo batia sucessivos recordes. Mais uma vez, o governo Lula perdeu o bonde da história.

A verdade é que as reservas da camada pré-sal estão localizadas a mais de seis quilômetros do nível do mar. Em média, as jazidas se encontram sob dois mil metros de lâmina d’água, mais dois mil metros de rocha, além de outros dois mil metros de pré-sal. Isso sem falar que alguns campos estão a mais de 300 quilômetros da costa.
Qualquer atividade nessas circunstâncias não é trivial, ao contrário do que fazem crer os discursos ufanistas de nossas autoridades. Embora, diga-se, exista toda a tecnologia desenvolvida no país para exploração em águas ultraprofundas, reconhecida internacionalmente.

O desafio de explorar o pré-sal ultrapassa a fronteira da tecnologia encontrada hoje no mundo. Estamos diante de um desafio semelhante ao de desenvolver programas nucleares ou de viagens espaciais. Uma das dificuldades é enfrentar a composição geológica das áreas a serem perfuradas.

A profundidade é outro problema, que faz aumentar a pressão e a temperatura. A cada 30 metros de profundidade, a temperatura aumenta um grau centígrado. A seis mil metros de profundidade, encontram-se temperaturas de, no mínimo, 180 graus centígrados.

Esses são apenas alguns dos desafios a serem superados para que as empresas possam extrair o petróleo submerso em condições economicamente viáveis. O país ainda não tem tecnologia para isso. O desafio não é apenas da Petrobras ou das empresas que atuam no setor. O sucesso ou o fracasso devem ser compartilhados.

Outro ponto fundamental são as restrições de ordem econômica. Como conseguir recursos para transformar o pré-sal em riqueza para os brasileiros, sobretudo nesse momento de crise financeira internacional? Assim como as estimativas do volume das reservas, as cifras necessárias para exploração do pré-sal variam bastante.

Há apenas um consenso: o valor será expressivo. Os números vão de US$ 600 bilhões a US$ 1 trilhão, algo entre 40% e 60% do pib. Vale lembrar que, neste momento de volatilidade dos ativos, fica difícil fazer qualquer previsão.
Nesse cenário de incertezas, é possível fazer apenas uma afirmação precisa: o pré-sal, após investimentos da ordem de bilhões de dólares, levará alguns anos para ser explorado de modo economicamente viável e em quantidades significativas.

Desse modo, estamos na fase em que o projeto de exploração e produção requer trabalho árduo e investimentos expressivos, que ainda estão longe da fase de retorno. Para isso, o fundamental nesse momento é a manutenção do marco legal. A hora é do trabalho da formiga e não do canto da cigarra.