O pregão de um reservatório de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, no último dia 4, provocou queixa da Federação Única dos Petroleiros (FUP). Não que a instituição que representa trabalhadores da indústria do petróleo seja contra a exploração, mas é que o pregão foi feito pela multinacional britânica BP Energy.
A empresa classificou a invenção uma vez que “significativa” e afirmou ser a maior da companhia em 25 anos. O reservatório anunciado fica no conjunto Bumerangue, sobre 400 metros da costa do Rio de Janeiro. Para efeito de confrontação, é quase a intervalo entre as cidades do Rio e de São Paulo (417 km).
A insatisfação da FUP é pelo traje de o conjunto pertencer centena por cento à BP, sem participação da Petrobras. O recta de explorar o conjunto foi arrematado em 2022, em leilão da Dependência Vernáculo do Petróleo, Gás Oriundo e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador da indústria do petróleo, vinculado ao Ministério de Minas e Robustez (MME).
Em enviado divulgado posteriormente o pregão de Bumerangue, a FUP considera que a invenção mostra “os riscos da entrega do pré-sal ao capital estrangeiro e os retrocessos causados pela flexibilização do regime de partilha”.
“A operação reforça a perda de controle pátrio sobre recursos estratégicos”, diz o coordenador-geral da entidade, Deyvid Bacelar.
Mudança na lei
Bacelar critica a Lei 13.365, de 2016, que desobriga a Petrobras de ser operadora de todos os blocos do pré-sal. O texto alterou uma legislação de 2010, fazendo com que a Petrobras tenha o chamado recta de preferência, isto é, pode escolher se quer ou não ser operadora. Em caso positivo, terá participação de ao menos 30% do consórcio explorador.
À quadra, os defensores da mudança diziam que desobrigar a Petrobras de ser operadora de todos os blocos seria um consolação para a situação financeira da companhia, que enfrentava grave crise em 2016, na esteira da Operação Lava Jato, e apresentava dificuldade para investir. O portanto presidente da estatal, Pedro Parente, entendia que a obrigatoriedade impedia a empresa de escolher as opções que atendessem melhor ao interesse dela.
Para a FUP, a flexibilização abriu espaço para importantes descobertas pelas petroleiras internacionais. A representação de trabalhadores aponta ainda que a mudança fez com que blocos pudessem ser arrematados com menor juro, ou seja, pagando mais barato.
Em Bumerangue, a BP ofereceu à União parcela de óleo excedente de 5,9%, caracterizando juro de 4,24%. Lucro é a diferença entre o excedente mínimo exigido pelo leilão e o oferecido pelo lance.
“A mesma BP ofertou exclusivamente 6,5% no conjunto Tupinambá, arrematado em 2023, consolidando uma tendência de baixa ressarcimento ao país e subida concentração de exploração por empresas estrangeira”, diz Deyvid Bacelar.
Porquê funciona o leilão
A invenção do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasiliano que levou o governo ─ com o aval do Congresso pátrio ─ a mudar o regime que autorizava as empresas a explorarem a riqueza submersa.
Dessa forma, nas áreas de pré-sal vigora o regime de partilha. Nesse padrão, além de a petroleira remunerar o chamado bônus de assinatura, a produção de óleo excedente (saldo posteriormente pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União.
Quando é realizado o leilão, vence o recta de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União, ou seja, maior percentual do excedente. As empresas pagam também royalties.
Essa regra é dissemelhante do padrão de licença, válido nos demais blocos de óleo e gás. No padrão tradicional, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venham a ser descobertos. Além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação próprio (no caso de campos de grande produção).
Tanto no leilão de Bumerangue quanto no de Tupinambá, a BP disputou sozinha. Em Tupinambá, o juro foi de 33,20%.
Indústria defende padrão
A indústria do petróleo defende o padrão atual, com a Petrobras tendo exclusivamente o recta de preferência. Procurado pela Dependência Brasil, o Instituto Brasiliano de Petróleo e Gás ─ que representa empresas do setor, entre elas a Petrobras ─ afirmou que a atual política brasileira de exploração e produção de óleo e gás, que prevê a presença de múltiplos operadores, tem demonstrado resultados positivos.
“A atuação de vários operadores, inclusive no pré-sal, permite aumentar o conhecimento geológico da região, açodar a exploração e maximizar o potencial da bacia”, defendeu o presidente do IBP, Roberto Ardenghy.
“O IBP defende que a presença de diversas empresas, nacionais e internacionais, com suas diferentes tecnologias e expertises, distribui o risco, promove maior competição, atrai investimentos e, consequentemente, amplia a arrecadação de royalties e participações especiais para o país. Isso resulta em maior valor para a sociedade brasileira”, completou.
A Dependência Brasil pediu comentários à Petrobras sobre o padrão atual de preferência sem obrigatoriedade, mas não recebeu retorno. Na última sexta-feira (8), durante teleconferência com analistas e investidores, a presidente da companhia, Magda Chambriard, foi questionada sobre participação em outros tipos de leilão, uma vez que o de áreas não contratadas (quando o governo vende direitos de produção de campos ainda não contratados). Na resposta, Chambriard afirmou que “a empresa estará sempre presente em toda e qualquer oportunidade de leilão da ANP”.
“O território brasiliano é nossa vivenda e, quando se oferta áreas do pré-sal, portanto, nem se fala, simples que estaremos presentes do leilão, é do nosso interesse”, respondeu.
Entretanto, Magda Chambriard ponderou os interesses da empresa. “Independentemente de qualquer coisa, isso só vai sobrevir se fizer sentido econômico para nós. Ninguém cá está pensando em nenhuma proeza desmedida. Se o projeto for bom, se o projeto estiver valendo a pena e se estiver previsto no nosso projecto de negócios, é essa direção que vamos seguir”, afirmou.
Procurada pela Dependência Brasil, a ANP afirmou que não cabe à instituição, enquanto filial reguladora, comentar leis aprovadas pelo Congresso. “A ANP cumpre a legislação em vigor e implementa políticas emanadas do governo”, disse em nota.
O MME não respondeu ao pedido de comentários.
Prós e contras
O professor Geraldo Ferreira, do Departamento de Engenharia Química e Petróleo da Universidade Federalista Fluminense (UFF), lembrou que a mudança na lei e na postura da Petrobras se deu posteriormente mudança de governo, com a presidência de Michel Temer (2016-2018), o que Ferreira classifica uma vez que “mais orientada para o mercado”.
“A gestão da Petrobras também é trocada para permanecer em sintonia com os novos tempos do mercado”, diz o professor, que cita prós e contras na mudança de legislação.
Ele assinala que, desonerando a Petrobras de ter que investir em todas as áreas, há uma flexibilidade que permite “desenvolvimento mais rápido onde a empresa não priorizaria”.
Por outro lado, Ferreira acredita que há “esgotamento do controle estratégico do setor de óleo e gás pelo Estado brasiliano”.
Entre os efeitos desse esgotamento estão “menor participação governamental por barril em alguns contratos, coordenação mais fraca para a política industrial e maior risco de subfinanciamento do Fundo Social — mormente em empresas de petróleo com lances baixos, uma vez que a Bumerangue”.
O Fundo Social foi criado para que segmento dos recursos que o governo arrecada no pré-sal seja destinada a áreas uma vez que saúde, instrução e meio envolvente.
Para Ferreira, o atual cenário é mais favorável a empresas estrangeiras e isso, não necessariamente, é um incentivo para a indústria brasileira do petróleo.
“Somente se combinada com condições firmes e inteligentes que transformem a presença de operadores estrangeiros em capacidade doméstica, provendo a industrialização, formação de recursos humanos e aspiração de tecnologia”, diz.
Caso contrário, completa o perito da UFF, o Brasil será mero exportador de commodities (matérias-primas negociadas em larga graduação e com preços internacionais). “Porquê ocorre desde o pretérito, sendo exemplos o ouro e diamante em Minas Gerais no século 19”, acrescenta.
Ferreira acredita também que a não onipresença da Petrobras no pré-sal resulta em “não ter mais garantia de liderança na coordenação do desenvolvimento de vários blocos, com planejamento e implantação associada de infraestrutura”.
Outros leilões
O próximo leilão de exploração será daqui a pouco mais de dois meses. É o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha, marcado para 22 de outubro. Estarão em disputa 13 blocos exploratórios, localizados nas bacias de Santos e Campos.
Quinze empresas se habilitaram, entre elas as brasileiras Petrobras, Prio e 3R (Brava Robustez), e as multinacionais Chevron (Estados Unidos), Ecopetrol (Colômbia), Equinor (Noruega), Petrogal (Portugal), Petronas (Malásia), QatarEnergy (Espiolhar), Shell (anglo-holandesa), Totalidade Energies (França), Karoon (Austrália), além das chinesas Cnooc e Sinopec.
Em junho, a ANP realizou o leilão do 5º Ciclo da Oferta Permanente de Licença, que incluía áreas na Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, região considerada “o novo pré-sal”, com expectativa de grandes descobertas. A Petrobras já detém blocos na região, mas ainda precisa de autorização do Instituto Brasiliano do Meio Envolvente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), mando ambiental ligada ao Ministério do Meio Envolvente e Mudança do Clima.
Foram oferecidos 19 blocos na região, sendo a Petrobras um dos destaques, com 10 áreas arrematadas, todas em consórcio com a americana ExxonMobil. Nove blocos foram adquiridos pela Chevron em consórcio com a chinesa CNPC.
