Falácia	dos	Argumentos	sobre	o	Fim	
da	Partilha	e	Operação	Única	no	Pré	
Sal	
José	Sergio	Gabrielli	de	Azevedo1
	
As	regra...
Nos	anos	70	e	80,	os	choques	de	preço	do	petróleo	estimularam	as	empresas	
privadas,	agora	muito	mais	fracas,	a	buscarem	n...
derivados	ao	mercado	nacional.	A	maioria	das	petroleiras	ou	são	grandes	
exportadoras	de	petróleo	cru,	ou	são	refinadoras	...
descobertas	com	inclusão	de	novas	reservas	não	é	uma	necessidade	em	um	
horizonte	razoável	de	tempo.	
Além	disto,	mesmo	qu...
enquanto	o	gás	natural	subia	de	16%	para	21,4%	e	o	carvão	crescia	de	24,5%	
para	28,9%,	fazendo	com	que	a	parcela	dos	hidr...
Petrobras	NÂO	PODERÁ	ser	operadora.	A	questão	não	está	portanto	na	
obrigatoriedade	ou	preferencia	da	operação	única,	mas	...
Bibliografia	
1.			EPE.	Plano	Decenal	de	Expansão	de	Energia	2024.	Planos	Decenais	[S.I.],	
MME-	Secretaria	de	Planejament...
Próximos SlideShares
Carregando em…5
×

Gabrielli afoga Cerra no pré-sal

9.885 visualizações

Publicada em

Artigo de Sergio GabriellI:

Falácia dos argumentos sobre o fim da partilha e operação única no pré-sal

Publicada em: Notícias e política
0 comentários
1 gostou
Estatísticas
Notas
  • Seja o primeiro a comentar

Sem downloads
Visualizações
Visualizações totais
9.885
No SlideShare
0
A partir de incorporações
0
Número de incorporações
9.069
Ações
Compartilhamentos
0
Downloads
13
Comentários
0
Gostaram
1
Incorporações 0
Nenhuma incorporação

Nenhuma nota no slide

Gabrielli afoga Cerra no pré-sal

  1. 1. Falácia dos Argumentos sobre o Fim da Partilha e Operação Única no Pré Sal José Sergio Gabrielli de Azevedo1 As regras da regulação da exploração e produção do Pré Sal brasileiro, aprovadas pelo Congresso Nacional em 2010 estão sob forte ataque, com projetos de lei tramitando para modificá-las, forte campanha na mídia para desmoralizá-las e mobilizações políticas numa estratégia de diminuição do tamanho da Petrobras. Os projetos de lei vão desde a revogação do regime de partilha, às modificações do sistema de distribuição dos royalties e a exclusão da Petrobras como operadora única. Alguns têm a ilusão que a flexibilização de transformar a operadora única em preferencial é uma solução positiva. Não é porque a exposição financeira da Petrobras depende muito mais da velocidade dos leilões, do que da compulsoriedade da operação. Os argumentos contrários podem ser agrupados em alguns tipos de falácias: 1. A partilha de produção afasta empresas internacionais do Brasil, 2. Acabar a operação única da Petrobras atrai investidores 3. A crise da Petrobras impede que ela invista no Pré Sal 4. É necessário abandonar a política de conteúdo nacional para os fornecedores. Vamos analisar cada um destes argumentos. Investimentos na indústria do petróleo dependem fortemente das condições de acesso aos recursos do subsolo, do tamanho dos reservatórios e dos preços. A indústria do petróleo do mundo está acostumada a viver em distintas condições reguladoras. Já foi dominada por uma regulação estatal feroz, que determinava preços, condições de produção e formas de transporte, além de controlar a competição entre as empresas. Isto não foi em nenhum pais totalitário, mas nos EUA até a II Grande Guerra, com o Texas Railroad Commission ditando as regras. Depois de investimentos na Venezuela, com sua Republica Bolivariana de 1944 nacionalizando as empresas e o México, com sua estatal plena de 1938, o centro do mundo petrolífero deslocou-se para o Oriente Médio. As monarquias feudais que dominavam as tribos e os vários países da região foram manipuladas pelas Sete Irmãs, transformando estes países em exportadoras de petróleo, com as empresas internacionais determinando os preços de forma a minimizar o pagamento dos impostos entre as filiais produtoras do upstream no Golfo Pérsico e as matrizes que atuavam fortemente no downstream nos países da Europa e EUA. A disputa pela renda petroleira se intensificou e os países do Oriente Médio começaram a exigir maior participação, chegando a uma grande onda de nacionalizações, criando as National Oil Companies (NOCs), empresas estatais que passaram a dominar a grande parte das reservas mundiais de hidrocarbonetos, ainda que pouco presentes nos mercados consumidores dos países avançados. 1 Professor titular aposentado da UFBa e ex-presidente da Petrobras (2015- 2012).
  2. 2. Nos anos 70 e 80, os choques de preço do petróleo estimularam as empresas privadas, agora muito mais fracas, a buscarem novas áreas para a produção - Mar do Norte, Golfo do México, Alasca, Mar Cáspio, Costa Oeste da África e petróleos mais difíceis de produzir, como o ultra pesado da Venezuela, as areias betuminosas do Canadá e o shale gas e tight oil dos EUA. O grande desafio para as empresas internacionais de petróleo neste momento é o acesso a novos recursos que possam se transformar em reservas. Não importa muito o ambiente regulatório, se houver indícios de grandes volumes recuperáveis e se os preços e tecnologia permitirem alguma margem positiva. Os mercados consumidores também mudaram, com os países ricos da OECD declinando o consumo de derivados, enquanto a Índia, China e países da África e América Latina apresentaram taxas de crescimento positivas. Busca de acesso a reservas, qualquer que seja o marco regulatório é o mote principal das International Oil Companies (IOCs), em contraponto às grandes NOCs que já tem acesso a grandes volumes e buscam uma estratégia de longo prazo na sua exploração. É claro que o preço do petróleo afeta o apetite para investir em novas áreas e por isso aquelas com menor risco exploratório acabam sendo privilegiadas nas escolhas durante os ciclos de baixa dos preços. É nisto que se encontra a grande atratividade do Pré Sal brasileiro: baixo risco exploratório, custo de extração competitivo, conhecimento geológico suficiente e bacia jovem, em fase inicial de descobertas. Qualquer que seja o marco regulatório, desde que as condições econômicas se sustentem, haverá interesses de IOCs para investirem no Brasil. A escolha do marco e a velocidade de abertura de novas áreas para o setor, no entanto, são questões relacionadas com que parcela da renda petrolífera ficará com os Estados nacionais e que parcela irá para as empresas. As empresas internacionais estão acostumadas a contratos de concessão, de partilha de produção e a até de prestação de serviços, como é o caso do Iraque e agora do Irã. No Brasil temos vários tipos de regulação. Concessão para as áreas de fronteira e maduras, partilha de produção para o Pré Sal e áreas estratégicas e até a possibilidade de contratos de serviços com a Petrobras, se assim o Governo desejar, com a empresa PPSA, 100% estatal comandando esta possibilidade. Portanto, a histeria que alguns setores hoje adotam contra o contrato de partilha de produção é muito mais motivada pelos interesses específicos de empresas internacionais, que querem ter uma maior participação na renda petroleira futura do Pré sal brasileiro, do que qualquer racionalidade econômica, como pretendem os críticos ao novo marco regulatório. A velocidade dos leilões e abertura de novas áreas dependerá dos interesses estratégicos do Governo brasileiro, que precisará levar em conta os preços atuais do petróleo, os níveis atuais das reservas provadas do país, as perspectivas de investimentos e o desenvolvimento da cadeia nacional de fornecedores que possa atender as exigências de conteúdo nacional, além da capacidade de investimento da Petrobras como operadora única. Em relação a este último tema, o argumento é que a empresa passa por dificuldades financeiras de curto prazo e portanto não tem condições de acelerar sua participação em novos leilões, atrasando o desenvolvimento da exploração destes recursos do subsolo. Não é verdade que, “como toda petroleira”, a Petrobras se enfraquece com a queda dos preços de petróleo. A Petrobras tem uma situação especial pois produz seu petróleo e o utiliza no mesmo pais da produção, destinando seus
  3. 3. derivados ao mercado nacional. A maioria das petroleiras ou são grandes exportadoras de petróleo cru, ou são refinadoras para múltiplos países. Neste sentido, a Petrobras depende muito mais dos preços dos derivados em reais, no mercado brasileiro, do que do preço internacional do petróleo. A Lei 12.351, de 22/12/2010 foi sábia ao definir no seu Art. 9o. Inciso I que o ritmo dos leilões do Pré Sal será estabelecido pelo Presidente da República, ouvido o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que por seu turno, deve observar, ipsis literis, “a política energética e o desenvolvimento e a capacidade da indústria nacional para o fornecimento de bens e serviços” (nosso sublinhado). Os novos contratos para a exploração e produção dos reservatórios a serem descobertos no Pré Sal estão assim associados ao desenvolvimento da indústria brasileira de bens e serviços necessários para sua efetivação. Dado o volume prospectivo destes reservatórios, conhecidos os recursos contingentes de hoje, pode-se antecipar que os volumes de investimentos nos sistemas submersos, nas plataformas de produção, nas sondas de perfuração, na logística de suprimentos e no escoamento da produção será de algumas centenas de bilhões de dólares. Dados os volumes de investimentos necessários para as áreas já conhecidas do Pré sal sob o regime de concessões a indústria brasileira de fornecedores, fortemente afetada pelas investigações a Lava Jato, não tem condições de atender a atual demanda de conteúdo nacional. Acelerar a exploração do novo Pré Sal com o contrato de partilha só agravará este problema, que não é principalmente um problema da Petrobras, mas sim de seus fornecedores. É claro que a exploração das novas áreas precisará ser distribuída no tempo para evitar um maior estrangulamento da capacidade produtiva deste setor, mesmo em escala mundial, uma vez que muitos equipamentos críticos são feitos sob encomenda e a capacidade de produção instalada no mundo não é suficiente para atender rapidamente a toda esta demanda. Por outro lado, do ponto de vista dos interesses nacionais, também não é conveniente que o pais acelere a produção do Pré Sal enquanto sua indústria não pode ser uma grande fornecedora de equipamentos e serviços. Foi assim que aconteceu no Mar do Norte, tanto na Inglaterra como na Noruega e é assim com a indústria naval no Golfo do México americano. Mesmo que não formalizadas em lei, as políticas de favorecer as empresas locais de fornecedores eram fortemente sustentadas pelos governos da Noruega, durante os anos 70 e 80 mesmo que não fossem as mais competitivas em termos de seus custos2. A Petrobras3 anunciou que, depois de reduzir, principalmente por causa dos preços baixos, mais de 3,3 bilhões de barris de óleo equivalente de suas reservas provadas em 2015, segundo o critério da ANP/SPE, sua razão reserva produção era de 14,6 anos no Brasil. De acordo com a projeções da EPE4 para o Brasil como um todo e levando em conta hipóteses sobre o comportamento futuro, incluindo as praticas usuais do mercado, os recursos já identificados e as possibilidades de investimentos do setor, as reservas brasileiras de petróleo deverão ficar entre 22 e 25 anos de produção e entre 20 e 28 anos no caso do gás natural, no horizonte do Plano até 2024. Assim, o Brasil encontra-se em uma posição bastante confortável em termos de acesso a hidrocarbonetos. Acelerar as 2 Tordo, Warner, Manzano and Anouti (2013), p. 18. 3 http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/comunicados-e-fatos- relevantes/fato-relevante-reservas-provadas-da-petrobras-em-2015 4 EPE (2015), p. 262.
  4. 4. descobertas com inclusão de novas reservas não é uma necessidade em um horizonte razoável de tempo. Além disto, mesmo que menos atraente para as IOCs pelo seu maior risco exploratório, é possível a realização de leilões, sob o regime de concessão, para áreas de fronteira exploratória e outras áreas fora do Pré sal. Destaque-se ainda que, como a estrutura de refino no Brasil está com utilização quase completa de capacidade e não há previsões de construção de novas refinarias no país, toda a produção adicional de petróleo deverá se destinar principalmente para exportações. Sem a constituição de um setor nacional de produtores de bens e serviços para servir à indústria de petróleo, o aumento das exportações intensifica o risco da doença holandesa, com ampliação dos superávits comerciais, provocando maior apreciação da moeda nacional com seus efeitos nefastos sobre a competitividade de toda a produção brasileira, não só de petróleo, frente ao barateamento das importações. Um outro argumento dos que querem revisar o marco regulatório é que sem a aceleração das atividades exploratórias no novo Pré Sal, os Estados e Municípios perderiam royalties e os benefícios da acumulação de renda no Fundo Social que capitalizará a renda petroleira carreada para a União nos contratos de partilha de produção. Este argumento é correto no longo prazo, mas é completamente falso no curto e médio prazos. Se realizados novos leilões agora, o tempo médio entre a descoberta e o primeiro óleo, quando os tributos e contribuições começam a fluir, é de 5-7 anos. Assim somente depois de 2021 começarão os impactos fiscais desta nova exploração. Enquanto isto a produção das áreas já concedidas, se investimentos puderem ser acelerados, serão a principal fonte de acumulação de royalties e participações especiais, ainda que fortemente concentrados no Rio de Janeiro, Espirito Santo e São Paulo. A questão portanto desloca-se para as decisões do Poder Judiciário sobre a atual distribuição desta fonte de recursos, ainda sem decisão final. Alguns argumentam que o petróleo vai acabar nos próximos anos e portanto o momento é este para explorar as riquezas potenciais do Pré sal, justificando assim a vantagem de acelerar os leilões do novo Pré-Sal. As teorias do pico do petróleo vão e vêm com os preços. Nos momentos de preços altos, a aceleração dos investimentos para novas produções chama a atenção de custos crescentes dos barris adicionais, sugerindo que o petróleo vai acabar e será substituído por energéticos alternativos. Nos momentos de preços baixos, os argumentos perdem força, os alternativos tornam-se relativamente mais caros e novas tecnologias e novas áreas desenvolvidas na época dos preços altos adicionam barris as reservas existentes e o “fim” do petróleo é adiado. O mundo conta hoje com dezenas de anos de reservas de petróleo e gás convencionais, que se acrescentados os volumes de reservas de hidrocarbonetos não convencionais, alcança algumas centenas de anos, sugerindo que o fim do petróleo não virá por falta de oferta. Do lado da demanda, a substituição da imensa frota de veículos automotores, das maquinas e equipamentos de combustão e compressão que usam combustíveis derivados de petróleo e da geração elétrica a gás e a óleo, assim como a adoção de praticas e materiais mais eficientes energeticamente que reduziriam o consumo destes derivados vai durar ainda algumas dezenas de anos. Para ilustrar a dificuldade da substituição de fontes primárias de energia, de 1973 a 2013 o petróleo caiu de 46,2% para 31,1% entre estas fontes do mundo5, 5 IEA (2015)
  5. 5. enquanto o gás natural subia de 16% para 21,4% e o carvão crescia de 24,5% para 28,9%, fazendo com que a parcela dos hidrocarbonetos não renováveis passasse de 86,7% para 81,4% nos últimos 40 anos anteriores a 2013. Somando- se a energia gerada pelos biocombustíveis e lenha, eólica, solar, geotermal, ondas e outras fontes primárias a proporção passou de 10,6% em 1973 para 11,4%, enquanto a hidroelétrica subiu de 1,8% para 2,4%. Estes dados referem-se a energia como um todo e tornam-se mais dramaticamente dependentes do petróleo, quando focados apenas nos usos relacionados com os transportes, que saltaram de 45,4% em 1973 para 63,8% no consumo mundial de energia de 2013. Neste momento não há combustíveis alternativos competitivos com os derivados de petróleo para a movimentação de cargas e pessoas, incluindo os biocombustíveis e o carro elétrico. Dificilmente a era do petróleo acabará nas próximas décadas. Resta o efeito benéfico dos investimentos das empresas de petróleo sobre a indústria de fornecedores. Sem um operador único que faça escolhas tecnológicas aproveitando-se da escala para reduzir custos de implantação de uma indústria nascente e com a aceleração dos leilões do Pré sal, como pretendido pelos críticos da regulação atual, a tendência mais provável será a busca de fornecedores internacionais, matando a possibilidade do desenvolvimento da indústria no país. O operador é na indústria do petróleo o principal responsável pelas decisões relacionadas com a exploração e produção de um campo de petróleo. Na perfuração, a empresa operadora, com ajuda dos sócios, toma decisões se continua ou para a perfuração de poços, quais as técnicas e equipamentos utilizar e relacionar-se com os fornecedores6. Concentra-se na empresa operadora as principais escolhas e a consolidação dos principais ensinamentos dos trabalhos de prospecção e produção de um determinado campo de petróleo. É também desta empresa a responsabilidade pelo procurement dos principais equipamentos e relacionamento com os fornecedores. Dado o tamanho do Pré-Sal brasileiro, a existência de um operador único dá escala no relacionamento com a cadeia de suprimento, viabilizando políticas de longo prazo para redução de custos associadas com a implantação de uma indústria nascente no país, em busca de convergência dos custos internacionais, na medida em que os programas de produção avançam no tempo. Sem este operador único, as escolhas tecnológicas serão diversificadas e as compras serão pulverizadas tendendo a buscar fornecedores internacionais, praticamente inviabilizando a implantação de novos produtores de equipamentos críticos como sondas e plataformas no pais. A opção pelos 30% mínimos, para a Petrobras como operadora única, também reflete uma pratica de mercado do Mar do Norte, Golfo do México e Costa Oeste da África, onde os operadores detêm mais de 30% dos investimentos, para que as suas decisões, que arriscam os investimentos de todos os parceiros, tenham compromissos com volumes substantivos do investimento próprio da operadora. Está na lei, mas não é uma questão de capricho do legislador. As ameaças às condições financeiras atuais da Petrobras não provêm dos 30%, mas poderão provir da velocidade dos novos leilões. Pergunta-se: Precisamos mesmo acelerar os novos leilões do Pré-Sal? A opção por uma situação de deixar de ser operadora única para ser operadora preferencial esconde o verdadeiro problema. Se os leilões se acelerarem, a 6 Schlumberger (2015)
  6. 6. Petrobras NÂO PODERÁ ser operadora. A questão não está portanto na obrigatoriedade ou preferencia da operação única, mas na velocidade dos leilões. Não ter uma operadora única também é a pá de cal final sobre a política de conteúdo nacional, pois a escala decorrente de uma operação unificada deixará de existir e as diversas operadoras deverão buscar seus equipamentos e serviços dos fornecedores internacionais, com as quais elas trabalham em diversos países.
  7. 7. Bibliografia 1. EPE. Plano Decenal de Expansão de Energia 2024. Planos Decenais [S.I.], MME- Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético, (ed.). Brasilia: EPE, 465 pp., http://www.epe.gov.br/PDEE/Relat%C3%B3rio Final do PDE 2024.pdf. 2. IEA. Key World Energy Statistics. International Energy Agency IEA, (ed.). Paris: IEA, 77 pp., https://http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/K eyWorld_Statistics_2015.pdf. 3. Schlumberger, Operator, in Schlumberger Oilfield Glossary, Schlumberger, Vol. 2015. Available from http://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/o/operator.aspx. 4. Tordo, Silvana, Michael Warner, Osmel E. Manzano, et al. Local Content Policies in the Oil and Gas Sector. World Bank, (ed.). Washington: World Bank, 173 pp., http://www- wds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/201 3/07/12/000445729_20130712141852/Rendered/PDF/789940REVISE D000Box377371B00PUBLIC0.pdf.

×