1) O documento discute as falácias nos argumentos contra as regras de regulação da exploração do pré-sal brasileiro, incluindo a partilha de produção e a Petrobras como operadora única. 2) Argumenta que as empresas internacionais estão mais interessadas no acesso a novas reservas do que no marco regulatório específico, e que a velocidade de abertura de novas áreas depende dos interesses estratégicos do governo brasileiro. 3) Defende que a indústria brasileira de forn

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. 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. 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. 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. 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. 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. 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.