Exploração do pré-sal impulsiona novos negócios

Simone Goldberg, para o Valor, do Rio

O setor de petróleo brasileiro, com a exploração e desenvolvimento da camada pré-sal, tem tudo para ser a maior alavanca da economia nos próximos anos, abrindo inúmeras perspectivas de negócios. A festa já começou. Entre 2009 e 2012, de acordo com dados da Organização Nacional do Petróleo (Onip), os investimentos no setor industrial somarão R$ 450 bilhões, 60% dos quais oriundos do segmento de petróleo e gás. “A programação de investimentos é bilionária: a Petrobras e as demais petroleiras vão aportar US$ 200 bilhões nos próximos cinco anos”, informa o diretor geral da Onip, Eloi Fernandez.

Desses US$ 200 bilhões, US$ 45 bilhões irão para o pré-sal, somando Petrobras – que contribuirá com 62% desse montante – e demais empresas. Num horizonte de prazo mais longo, esses valores dão saltos consideráveis: até 2020, a previsão é a Petrobras, sozinha, gastar US$ 111,4 bilhões no pré-sal. Petroleiras estrangeiras, ainda que estejam em compasso de espera, aguardando as definições sobre o marco regulatório da nova província exploratória em análise pelo Congresso Nacional, também já anunciaram planos bilionários de investimento no Brasil.

É o caso da petrolífera norueguesa StatoilHydro, que pretende fazer aportes de US$ 5 bilhões a US$ 10 bilhões no país em uma década e da americana Chevron, que revelou intenção de investir US$ 5 bilhões também nos próximos dez anos. A StatoilHydro, que tem expertise em águas profundas, vai gastar os recursos em campos onde já opera no Brasil. Mas, segundo o presidente no país, Kjetil Hove, há interesse também no pré-sal. “É um projeto que se encaixa bem nas ambições de longo prazo da empresa”, diz.

Já a Chevron vai tocar o desenvolvimento de cinco campos que opera em sociedade com outras petroleiras e em empreendimentos novos, que podem incluir o pré-sal, se a legislação referente a sua exploração não for restritiva. Além delas, outra grande ‘player’, a anglo-holandesa Shell, com grande experiência em pré-sal, que atua em regiões como o Golfo do México e o Oriente Médio, também está acompanhando as mudanças das regras do negócio.

Há quase cem anos no Brasil, a Shell já desembolsou mais de US$ 2,8 bilhões explorando e produzindo petróleo por aqui. A empresa participa de 15 blocos de exploração e só no ano passado investiu mais de meio bilhão de dólares no país. De acordo com seu gerente de relações externas de exploração e produção no Brasil, Flavio Rodrigues, o pré-sal exigirá muitos recursos e tecnologia para confirmar sua viabilidade e potencial. Ele espera que se estabeleça um ambiente de negócios transparente, com regras estáveis, e competitivo.

Muitas petroleiras estrangeiras são sócias da Petrobras em blocos já licitados do pré-sal, como a própria Shell, as portuguesas Partex e Galp, a espanhola Repsol, a britânica BG e as americanas Hess e Exxon. Algumas têm razões para dar sorrisos largos, pois já foram confirmados grandes volumes de óleo em suas áreas de exploração. É a sorte da Galp, que participa de cinco blocos no pré-sal. Ela pretende investir US$ 2,6 bilhões até 2013 para desenvolver essas descobertas, focando nos seus quatro blocos da Bacia de Santos. O outro fica na Bacia do Espírito Santo.

Os blocos já leiloados representam cerca de 28% da nova província exploratória e, segundo o projeto do marco regulatório que está no Congresso, vão se manter sob as regras atuais de concessão. Os demais, que ainda serão licitados, ficarão sob o regime de partilha, conforme propõe o governo.

Essa movimentação traz a reboque uma série de outros negócios, estimulando a grande cadeia produtiva de bens e serviços domésticos e abrindo apetites estrangeiros. A quinta edição da Brasil Offshore, feira da indústria petroleira, realizada em Macaé, em junho, serviu de termômetro para o negócio de óleo e gás daqui para frente. O número de expositores do exterior -138 – representou aumento de 100% em relação à feira anterior. Vieram fabricantes principalmente da China, França, Reino Unido, Holanda, EUA e Alemanha. Vários já se preparam para se instalar no país e ficar mais perto dos clientes.

Um exemplo é a francesa Ixsea, fabricante de sistemas de giroscópio com sensores de movimento usados para estabilizar embarcações. Outra francesa, a Imeca, avalia desembarcar no Brasil com sua fábrica de equipamentos que movimentam tubos em alto mar. A empresa já está presente no pré-sal brasileiro: fornece maquinário para a também francesa Technip, que trabalha para a Petrobras no Teste de Longa Duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos. A Technip é dona da Flexibras, fabricante de tubos flexíveis, no Espírito Santo.

Empresas brasileiras também já se preparam para morder um pedaço do bolo. O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Porto de Suape, Pernambuco, já tem uma carteira cheia de pedidos da Petrobras. O EAS está contratado para fazer 22 navios petroleiros, integrantes das fases um e dois do Programa de Modernização da Frota (Promef). Em setembro de 2008 foi iniciada a construção do primeiro, que deverá ser lançado ao mar, para acabamento e testes finais, no começo de 2010. Dos 22 navios, sete são da fase dois do Promef e tiveram seu contrato assinado em setembro. Eles serão usados no transporte de petróleo das novas áreas produtoras do pré-sal para os terminais da Petrobras.

O estaleiro também está fazendo o casco da plataforma P-55 para a estatal. Sua carteira de encomendas soma US$ 3,4 bilhões e o estaleiro avalia uma expansão para atender ao aumento de demanda que virá com o pré-sal. “O pré-sal traz aos fornecedores da cadeia do petróleo a oportunidade de viabilizar investimentos de médio e longo prazos. Especialmente no Nordeste, onde estamos instalados, contamos muito com o pré-sal”, afirma o presidente do EAS, Ângelo Bellelis.

O EAS é controlado pelos grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. Este último, por sinal, por meio da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), tem projetos ambiciosos para prestar serviços no pré-sal. Entre eles está a compra, junto a estaleiros estrangeiros, de três plataformas capazes de operar em áreas ultraprofundas. A Queiroz Galvão Óleo e Gás acumula experiência como prestadora de serviços de perfuração em águas profundas desde agosto, quando teve sua plataforma Olinda Star contratada pela Petrobras para trabalhar nos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. O investimento, incluindo a adaptação da Olinda Star para atuar em águas profundas, chega a US$ 1,65 bilhão.

Nova descoberta

O Globo

RIO – A Petrobras informou que comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo e gás nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos. Em nota, a empresa informa que a descoberta ocorreu através da perfuração do poço 4-SPS-66C (4-BRSA-723C), informalmente denominado de Abaré Oeste, localizado na área de avaliação do poço 1-SPS-50 (Carioca), a cerca de 290 km da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.163 metros.

Segundo a estatal, trata-se do quarto poço perfurado no bloco BM-S-9, “todos com comprovação de existência de hidrocarbonetos”.

A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo, gás natural e teor de gás carbônico por teste a cabo, em reservatórios localizados em profundidade aproximada de 5.150 m. Segundo a companhia, novas análises estão sendo realizadas com as amostras recuperadas para uma melhor caracterização do óleo encontrado.

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: Guará e Carioca, conforme a Petrobras.

A estatal é a operadora do consórcio, com 45% de participaçã. O BG Group detém 30% e a Repsol os 25% restantes.

Em Nova York, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse nesta segunda-feira que as reservas recuperáveis de petróleo da estatal devem chegar a 30 ou 35 bilhões de barris dentro de três anos , graças às descobertas na costa brasileira.

Gabrielli afirmou que a estimativa inclui atuais reservas provadas de 14 bilhões de barris, mais um volume de entre 10 e 16 bilhões de barris do pré-sal e outros 5 bilhões que serão repassados pelo governo brasileiro para a companhia dentro do plano de capitalização.

Produção da estatal cresceu em agostoA produção média de petróleo da Petrobras atingiu em agosto 1,98 milhão de barris diários, 2,2% acima da registrada em julho, refletindo o retorno de plataformas com paradas programadas e a entrada de novos poços em produção.

Na comparação com agosto de 2008, o aumento de produção da companhia foi da ordem de 5,3%. A média do ano ficou em 1,95 milhão de barris diários.

A produção internacional de petróleo subiu para 146,9 mil barris por dia contra 142,5 mil b/d em julho e 124,3 b/d há um ano.

Já a produção média de gás natural no Brasil, excluindo o volume liquefeito, foi de 50,2 milhões de metros cúbicos, ou 0,2 milhão de metros cúbicos abaixo do obtido em julho, devido à redução da demanda.

Segundo geólogos, com base em dados sísmicos, área no pré-sal da Bacia de Santos, pode ter até 4 bilhões de barris

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

As reservas potenciais da área de Guará, no pré-sal da Bacia de Santos, podem atingir até o dobro dos dois bilhões de barris identificados pela Petrobrás no local, estimam geólogos e especialistas do setor. A análise foi feita com base na interpretação de dados sísmicos da região.

“Pode ser o dobro ou até mais que o dobro do volume anunciado”, disse o geólogo Giuseppe Baccocoli. Um segundo geólogo, que preferiu não se identificar, também destacou que na formação rochosa de Guará (que compreende a área concedida e as adjacências) poderiam existir “entre três a quatro bilhões de barris”.

A tese dos geólogos é a mesma adotada para a área de Iara, a noroeste de Guará, onde foram identificados de três a quatro bilhões de barris dentro da concessão. Se confirmada a tese, ambas as áreas podem abrigar os cinco bilhões de barris que o governo federal pretende aportar na Petrobrás.

Essas reservas fora da área de concessão ainda não teriam sido identificadas oficialmente porque não houve perfurações no local. As perfurações só foram feitas dentro dos limites territoriais da concessão. O restante, que está nas mãos do governo, ainda será perfurado sob encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Anteontem, o diretor de Exploração e Produção da Petrobrás, Guilherme Estrella, afirmou que essas perfurações serão feitas com sondas exclusivas da estatal. A expectativa é de que pelo menos os alvos a serem perfurados sejam identificados até o fim deste ano.

De acordo com Baccocoli, no entanto, a expectativa não é 100% segura, porque somente uma primeira perfuração nesses locais mostrará “se há a mesma porosidade da rocha e se esses volumes que estão fora da área de concessão poderiam ser recuperados”. “Não se sabe se a rocha apresenta as mesmas condições que facilitam a retirada do óleo, como foi identificado na área sob concessão”, comentou Baccocoli.

Por enquanto, apenas nas três áreas concedidas na Bacia de Santos já foram identificados o mesmo volume de reservas hoje provadas pela Petrobrás, de 14 bilhões de barris, sendo até 8 bilhões em Tupi, até 4 bilhões em Iara, e até 2 bilhões em Guará.

“Sem considerar os outros blocos do pré-sal de Santos, apenas com a revelação dos volumes nessas três áreas, o Brasil já dobra o volume provado de reservas existentes até hoje”, destacou o diretor da área de Abastecimento da Petrobrás, Paulo Roberto Costa, que participou ontem de evento no Rio.

Com produção prevista para iniciar respectivamente em 2013 e 2014, tanto Iara, no bloco BM-S-11, quanto Guará, no BM-S-9, são operados pela Petrobrás. Em Iara, a estatal tem parceria com a BG (25%) e a Galp (10%) e em Guará, a parceria é com a BG (30%) e a Repsol (25%). Os consórcios já aprovaram o projeto-piloto para ambas as áreas e a licitação para a construção do navio-plataforma que servirá a cada uma delas já está na rua. Cada unidade deverá ser responsável por produzir 120 mil barris por dia em seis anos.

Mesmo sem a confirmação das potenciais reservas nas adjacências de Guará, a divulgação da descoberta pela Petrobrás animou especialistas. Para Nelson Rodrigues de Mattos, do Banco do Brasil, a notícia é “extremamente positiva, não só pelo indicativo da potencialidade do bloco, que possui diversos prospectos (Carioca, Iguaçu, Complex, Tupã, Abaré e Abaré Oeste), mas também pela elevada produtividade do poço estimada em 50 mil barris por dia”.

Agência O Globo, de São Paulo – VALOR

A Petrobras informou ontem que conseguiu estimar na faixa de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris de óleo leve e gás natural o volume de hidrocarbonetos encontrado no campo de Guará, localizado no bloco BM-S-9, na camada pré-sal da Bacia de Santos.

Segundo a estatal, o teste de formação feito no poço 1-SPS-55 (1-BRSA-594), informalmente chamado de Guará, constatou “altíssima produtividade dos reservatórios com óleo do pré-sal nesta área”. A Petrobras é a operadora da área e tem fatia de 45% no campo. O BG Group, com 30%, e a Repsol, com 25%, também participam do negócio.

Este é o terceiro campo do pré-sal com estimativa para o volume de óleo recuperável. Do campo de Tupi a estatal calcula que possa retirar de 5 bilhões a 8 bilhões de barris, enquanto em Iara a estimativa é de 3 bilhões a 4 bilhões de barris. Conforme a Petrobras, durante o teste de Guará foram constatadas vazões da ordem de 7 mil barris por dia limitada à capacidade dos equipamentos do teste. Ainda segundo a empresa, a estimativa de produção inicial deste poço é de 50 mil barris por dia.

O poço testado localiza-se em área de avaliação no bloco BM-S-9, em lâmina d’ água de 2.141 metros, a cerca de 310 km da costa do Estado de São Paulo e 55 km a sudoeste do poço 1-RJS-628A (1-BRSA-369A), conhecido como Tupi.

Segundo a Petrobras, a área de Guará deverá ser priorizada para o recebimento do sistema de produção que está em processo de licitação para o pré-sal da Bacia de Santos. Um novo poço deve ser perfurado na região ainda este ano.

ROBERTO MACHADO – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

A discussão sobre modelos para a exploração das áreas do chamado pré-sal foram recebidas com extrema preocupação pela Petrobras -no âmbito da direção da empresa e no influente corpo técnico-gerencial. Na escala dos temores, a criação de estatal exclusivamente para gerenciar as áreas do pré-sal nem é o ponto máximo de tensão -ainda que a proposta não conte com simpatia.

A maior fonte de preocupação são as mudanças no chamado marco regulatório. Mesmo com a presença de diversos quadros com origem no PT e no movimento sindical -em tese afinados com um discurso estatizante e nacionalista-, boa parte da alta administração da Petrobras reconhece a importância dos investimentos do setor privado no desenvolvimento das atividades de exploração de petróleo no país.

Além disso, por mais que o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, reafirme que não haverá mudanças em áreas já licitadas, concedidas à Petrobras e a operadoras privadas, há “zonas cinzentas”. Afirmar o direito às áreas já licitadas tem sido recorrente nas intervenções do presidente da estatal, José Sergio Gabrielli, junto a ministérios e ao presidente.

É exemplo o campo Carioca -ou “Pão de Açúcar”-, a oeste do campo de Tupi, na bacia de Santos. Trata-se de uma área já licitada, em que a Petrobras tem 45% da concessão, ao lado do grupo britânico BG (30%) e do espanhol Repsol YPF (25%).

Em abril, o diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, chegou a afirmar que o Carioca teria reservas de 33 bilhões de barris de petróleo- informações não confirmadas pela Petrobras.

Estudos até aqui apontam para a existência de um campo promissor ao lado do Carioca, numa área que ainda não foi licitada -portanto de propriedade da União, representada pela ANP. Não está descartada a hipótese de a região constituir um único reservatório.

No caso de a área da União ser mais extensa do que as do setor privado e da Petrobras, caberia à ANP determinar quem será o operador do campo. Ou seja, mesmo em áreas já licitadas, ainda há muitas definições a serem feitas. A entrada em cena de uma nova estatal para o setor adicionaria novos elementos ao imbróglio.

A hipótese de unificar as áreas do pré-sal num único reservatório gigante (unitização, no jargão técnico) vai exigir um amplo entendimento entre todos os agentes envolvidos -governo federal, ANP, Petrobras e operadoras privadas.

Ainda que a atual direção da Petrobras tenha posição “amistosa” em relação às companhias privadas (muitas delas parceiras da estatal em áreas já licitadas do pré-sal), a iniciativa do governo Lula de redefinir o marco regulatório deu ânimo às correntes “nacionalistas”.

Parte do quadro técnico e gerencial da Petrobras faz críticas à Lei do Petróleo (9.478/97), que quebrou o monopólio e abriu o mercado brasileiro. Na diretoria da Petrobras, o geólogo Guilherme Estrella, responsável pela área de exploração e produção e um dos nomes mais respeitados internamente, é identificado com a posição.

A FUP (Federação Única dos Petroleiros), que reúne os sindicatos dos trabalhadores, pretende pôr em marcha, na semana que vem, uma espécie de campanha em favor da restituição do monopólio da Petrobras na exploração do pré-sal.

“Com a atual legislação, o interesse nacional está fragilizado. O sistema de concessões é antiquado e entregará o pré-sal para as empresas estrangeiras”, afirma João Moraes, presidente da FUP.

Cifra é considerada pelo setor um piso dos recursos destinados à exploração e à produção e não inclui descobertas no pré-sal

Estimativa é que só o campo de Tupi consumirá investimentos de US$ 50 bi, ou o equivalente a 17% do orçamento do PAC

PEDRO SOARES – ROBERTO MACHADO – Folha de São Paulo

DA SUCURSAL DO RIO

O Brasil receberá investimentos de US$ 72 bilhões em exploração e produção de petróleo e gás de 2008 a 2012, estima o IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo). A cifra corresponde a 4,6% do PIB de 2007, mas é apenas o piso previsto pelo setor. É que, após a descoberta de novas reservas na camada pré-sal, o país deverá atrair uma onda de recursos sem precedentes para a atividade.
Nessa conta de US$ 72 bilhões não entram os recursos que serão destinados à exploração do pré-sal. Apenas o campo de Tupi consumirá investimentos de US$ 50 bilhões (o equivalente a R$ 83 bilhões) em dez anos, segundo previsão do secretário-executivo do IBP, Álvaro Teixeira. Trata-se da primeira reserva delimitada do pré-sal, com reservas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris e que, sozinha, contará com recursos equivalentes a 16,5% do orçamento total do PAC (Programa de Aceleração do Crescimento) -R$ 504 bilhões.
O cálculo considera a necessidade de 9 a 10 plataformas para explorar a megarreserva. E não inclui outros campos tão promissores quanto Tupi, como os de Júpiter e Carioca. O último causou controvérsia na semana passada com a declaração do diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, de que teria reservas de 33 bilhões de barris -a Petrobras não confirmou.
Nas outras descobertas do pré-sal, a Petrobras ainda faz testes para dimensionar o volume dos reservatórios, o que inviabiliza estimativas de investimentos. Mas, mesmo antes de a “nova fronteira” ter sido anunciada, o país já vivia um boom de investimentos em petróleo.
O levantamento do IBP mostra que há hoje 304 mil km2 sob concessão para atividades de exploração e produção -em terra e no mar. É o equivalente a dois Estados do Ceará, que possui área de 148,8 mil km2.
Do investimento total previsto pelo IBP antes do advento do pré-sal, US$ 54,5 bilhões serão alocados pela Petrobras, e os US$ 17,5 bilhões restantes, pelas demais empresas do setor -a maior parte dos recursos privados virá de empresas estrangeiras.
Ao todo, o setor de petróleo investirá US$ 128 bilhões, sendo US$ 97,4 bilhões da estatal e US$ 30,6 bilhões de outras empresas. A cifra inclui outros elos da cadeia: refino, dutos, terminais, petroquímica básica e distribuição.
“O que estimamos [para exploração e produção] é um piso. O pré-sal representa mudança brutal de contexto, que alterará radicalmente o perfil de investimentos do setor”, disse Felipe Dias, gerente de Economia e Política Energética do IBP.
Segundo o executivo, os custos são mais altos, e a tecnologia necessária à exploração é diferente e inovadora, o que dificulta quantificar o volume de investimentos necessários.

Até agora, a Petrobras já investiu US$ 1,5 bilhão na prospecção nessa nova e promissora província petrolífera. A estatal perfurou 15 poços no pré-sal. Em todos, achou petróleo ou gás -o que indica um risco exploratório nulo.
Tais resultados despertaram o interesse das petrolíferas que atuam no país. Além de parceiras em descobertas do pré-sal, como a BG (Reino Unido) e Galp (Portugal) na bacia de Santos, várias empresas informaram à Folha a disposição em prospectar petróleo e gás na área.
Sozinhas ou em parceria com a Petrobras, Repsol (Espanha), Shell (Reino Unido-Holanda), Anadarko (Estados Unidos) e Partex (Portugal) disseram que estudam investir em exploração na camada pré-sal.
“Recebemos uma sonda capaz de atingir 10 mil metros e vamos perfurar no pré-sal em um bloco na bacia de Campos”, diz Claudio Araújo, presidente da Anadarko no Brasil.
A Partex perfurará, em parceria com Shell e Petrobras, dois poços num bloco (BM-S-10) da bacia de Santos, próximo às novas descobertas. Cada um custará US$ 70 milhões.
A favor, encontram o atual preço do petróleo. Com o barril acima de US$ 110, muitos projetos, que antes não eram rentáveis, passam a ser viáveis.

Em curso
Se o pré-sal aponta para um futuro promissor dos investimentos em exploração e produção, a realidade atual não é nada desprezível: só até 2011, a Petrobras gastará, ao menos, R$ 6,55 bilhões para colocar oito plataformas em operação, sem contar uma unidade não licitada ainda e outra a ser alugada. Juntas, terão capacidade para extrair 1 milhão de barris/dia de óleo e 35 milhões de metros cúbicos de gás.
Neste ano, começará a produzir a P-51, no Marlim Sul (bacia de Campos), cujo custo total ficou em R$ 2,3 bilhões. Também entrará em operação no campo de Marlim Leste a P-53, que será arrendada. Em janeiro de 2009, será a vez da PMXL, no campo de Mexilhão (bacia de Santos), a primeira focada na produção de gás.
Esses recursos destinados à exploração e à produção de petróleo e gás natural são a base de uma cadeia produtiva que multiplica investimentos.
Segundo estudo realizado por economistas do BNDES, os investimentos da indústria do petróleo como um todo atingirão R$ 202,8 bilhões nos próximos quatro anos. Será um crescimento de 10% em relação ao período que vai de 2003 a 2006.

Cláudia Schüffner – VALOR

A descoberta do campo de Tupi e os indícios da existência de uma imensa província petrolífera no pré-sal em um momento de disparada dos preços do petróleo já deixaram uma certeza para os agentes do setor de petróleo e gás: a regulação vai mudar para aumentar a taxação. O que ainda não está claro é a profundidade das mudanças e o impacto que ela trará para investidores estrangeiros.

Se a mudança for apenas para permitir maior participação do país no lucro da indústria, ela pode ser feita por meio de mudanças na alíquota da Participação Especial (PE), o que não precisa alterar a Lei do Petróleo (9.478/97). Porém, mudanças mais amplas, que envolvam nova repartição dos royalties ou mesmo alteração dessa alíquota terão de ser levadas ao Congresso. Se isso acontecer, a discussão pode levar anos, sem que se possa garantir o resultado final de uma lei substituta da atual.

“A lei atual é boa e alterá-la vai parar o setor, o que é ruim para o país. É muito fácil aumentar a renda auferida pela nação em decorrência da exploração de petróleo sem mudar a lei. Na minha opinião, nesses casos a gente conhece o projeto que entra, mas não como ele vai sair na forma de lei. E ninguém fica mais inteligente sentado em um barril de petróleo, mas podem estudar mais se o governo tiver mais recursos para a educação”, diz o primeiro diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn.

Mesma opinião tem Álvaro Teixeira, secretário-executivo do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP). “O atual sistema de concessão tem todos os mecanismos para capturar os lucros extraordinários decorrentes do aumento de preço do petróleo ou por causa do tamanho das jazidas. E pode proporcionar ao governo uma participação adequada na renda petroleira”, diz.

Oficialmente, caberá à Agência Nacional do Petróleo (ANP) formular propostas para uma nova regulamentação para o pré-sal, que será encaminhada ao Ministério de Minas e Energia (MME), que levará o assunto ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A agência está elaborando um documento com sugestões sobre o tema, que deverá ficar pronto em maio. Técnicos da autarquia já esmiuçaram os vários modelos de contrato existentes no mundo, detalhando vantagens e desvantagens dos contratos de concessão (utilizado hoje no Brasil), os de partilha de produção (adotado na Nigéria e outros países em desenvolvimento) e os de prestação de serviços (México e Irã). Mas ainda não se sabe o que vai prevalecer depois que o assunto for levado à diretoria colegiada da agência.

Uma ala da Petrobras estaria defendendo o fechamento das áreas do pré-sal ainda sem concessão para investidores estrangeiros. De qualquer modo, a Petrobras de hoje não pode ser considerada uma estatal puro-sangue já que 60% do seu capital está nas mãos de investidores privados, a maioria estrangeiros, e por isso se fala na possibilidade de criação de outra estatal que teria o controle da produção nas áreas mais ricas do pré-sal.

A alegação é de que somente uma empresa genuinamente brasileira poderia devolver ao governo e ao país todos os ganhos capturados pela exploração dessa riqueza natural do país. Não será surpresa se estiver em gestação uma nova campanha do tipo “O Petróleo é Nosso”.

A discussão não é nova no mundo e preocupa as empresas porque atualmente elas estão sem acesso a novas reservas, enquanto cresce o controle de estatais sobre as áreas existentes. É o que ocorre, por exemplo, na Arábia Saudita, Irã, Líbia, Kuwait e Venezuela.

Independentemente do aumento da carga tributária, a indústria não tem dúvidas de que o preço de produzir no Brasil será maior. E agora tenta convencer o governo a mudar apenas a tributação, sem alterar a Lei do Petróleo.

Antes de se ver envolvido no turbilhão de críticas esta semana, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima vinha defendendo em público a manutenção da atual legislação sugerindo que achava mais razoável uma alteração, por decreto presidencial, do percentual de impostos cobrados sobre os campos localizados no pré-sal. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, discorda. Ele acha que deveria ser levada ao Congresso proposta de se adotar nova regra para o pré-sal, sem excluir a partilha da produção ou a prestação de serviços. Para Gabrielli, essas áreas deveriam ter um regime diferente do atual devido ao baixo risco exploratório.

Álvaro Teixeira diz que a partilha de produção foi um mecanismo que as empresas vislumbraram para não ficar sujeitas a mudanças tributárias em países onde essa área é pouco organizada e justo na fase de desenvolvimento dos projetos. A seu ver, esse não é o caso do Brasil. “A partilha não é ruim. Mas adotar esse sistema agora significaria desconstruir uma regulamentação que já está madura e tem anos anos de prática. O que se diz também é que através da partilha o governo tem mais controle sobre o ritmo de produção, mas hoje todos os mecanismos para isso já existem, seja por meio dos bônus, que refletem o risco, seja através da PE, que captura o risco extraordinário”, afirma.

A discussão não é trivial e já movimenta os partidos políticos. O deputado federal Luiz Paulo Vellozo Lucas (PSDB-ES), presidente do Instituto Teotônio Vilella, organismo de estudos políticos do PSDB, promove hoje no Rio um seminário para discutir justamente a regulação do setor de petróleo e gás depois da descoberta de Tupi. “Sou a favor de mudar a PE sem mudar a lei. O atual regime de concessão do país é o mais transparente e o que melhor remunera o setor público”, diz o deputado.

O IBP ainda não tem posição sobre a possibilidade de mudanças mais amplas na lei. Dada a seriedade do tema e os impactos para as 20 empresas associadas, elas precisam se reunir para chegar a um consenso. Ali, a situação de algumas multinacionais não é tão confortável como a das que têm concessões na faixa do pré-sal, como é o caso da Repsol, BG, Chevron, Exxon, Hess e as portuguesas Galp e Petrogal. No artigo da “World Oil” mencionado por Haroldo Lima, o editor Arthur Berman encerra assim as três páginas de comentários: “A verdadeira mensagem trazida por essas descobertas é que não devemos perder de vista o ainda desconhecido, mas possivelmente grande potencial de bacias que, freqüentemente, são domínio exclusivo de petrolíferas estatais.”

From Economist.com

Is there really an ocean of oil off Brazil?

Shutterstock

JUST how much oil is there off the coast of Brazil? Until recently, Brazil’s oil reserves were thought to be relatively modest: about 12 billion barrels at the beginning of 2007, according to BP, or about 1% of the world’s total. But last year, Petrobras, Brazil’s partly state-owned oil firm, announced the world’s biggest oil discovery since 2000: the Tupi field, which it hopes will produce between 5 billion and 8 billion barrels. Now the head of Brazil’s National Petroleum Agency (ANP) says another nearby discovery might hold as much as 33 billion barrels, which would make it the third-largest field ever found. That alone would be enough to raise Brazil to eighth position in the global oil rankings—and there is talk of further big discoveries. But the peculiar way in which the information came to light is casting doubt on its significance.

The ANP, which regulates the oil industry in Brazil, was quick to distance itself from the remarks of its boss, Haroldo Lima. His comments were of a personal nature, it said, and were based on past reports in the media. It helpfully cited an article from a magazine, World Oil, that had mentioned the magic figure of 33 billion barrels in February. Petrobras and its partners in the field, BG of Britain and Repsol-YPF of Spain, said that they had not yet done enough tests to determine exactly how much oil it contained.

But no one dismissed the estimate as preposterous. That, plus the fact that a senior official had given any credence to such a dramatic number, caused the share prices of the three firms to jump, despite the fact that Mr Lima claims he does not even know where the stockmarket is, and certainly did not intend to influence it. At one point Repsol’s was up by 14%. The shares of Hess, an American firm which is part of a consortium looking for oil nearby, posted their biggest gain since 1981.

Both Tupi and the field mentioned by Mr Lima, Carioca-Sugar Loaf, lie far below the seabed, beneath a thick layer of salt that is some 800km long and 200km wide. José Sérgio Gabrielli, Petrobras’s boss, has hinted that there are vast reserves of oil to be found in this “pre-salt” formation. At any rate, Petrobras has struck oil every time it has drilled there. It is currently assessing the reserves of yet another nearby discovery, Jupiter, which appears to be very similar in scale to Tupi. The firm’s head of exploration says “there is practically no exploratory risk” in the area. While this does not necessarily transform Brazil into an oil power on a par with Venezuela or Saudi Arabia, as Dilma Rousseff, the chairman of Petrobras’s board and chief of staff to Brazil’s president, has excitedly proclaimed, it suggests that the volumes of oil involved are very big.

Nonetheless, the immediate impact of the “pre-salt” discoveries will be small. It will be several years at least before any of the new oil comes to market. What is more, it will be expensive to produce. The fields are all far out at sea, deep under ground that is itself far below sea level. Simply drilling the first test well at Tupi cost $240m, and costs are likely to rise, thanks to fierce inflation throughout the oil industry. As if to underscore the point, the oil price hit a new record, of $114.41 a barrel, a couple of days after Mr Lima dropped his bombshell.

Even if there is an ocean of oil off Brazil’s coast, it will not necessarily be of much benefit to big oil firms, which have struggled to gain access to promising territory for exploration of late, thanks to growing nationalism in oil-rich countries. Brazil had been a heartening exception. But after Petrobras announced the discovery at Tupi, the ANP cancelled a planned auction of rights to explore for oil in several adjacent areas. Mr Gabrielli, the boss of Petrobras, says that the state’s relatively low share of the revenues from oil production in Brazil should be increased to reflect the decreasing risks and increasing profitability of exploration.

The discoveries do suggest that the gloomiest pundits are wrong to predict that the world will soon run out of oil. It is not that there are still lots of huge oil fields out there: the number of mammoth discoveries is declining, Tupi (and perhaps Carioca-Sugar Loaf and Jupiter) notwithstanding. But the new finds do illustrate how the technology with which oil firms hunt for, extract and process fossil fuels is constantly improving. Petrobras’s recent success is only possible thanks to recent advancements in seismic surveys, drilling, and offshore platforms. Other technological developments are allowing a greater proportion of the oil found around the world to be recovered and are even expanding the definition of oil, as firms conjure liquid fuel from the solid tar-sands of Canada, for example, or from coal and natural gas. Indeed, among the shares that rose in the wake of Mr Lima’s comments were those of the firms that supply Petrobras with all its clever kit.

 

CIRILO JUNIORda Folha Online, no Rio

O diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, disse nesta segunda-feira que o bloco BM-S-9, conhecido como Carioca, seria cinco vezes maior que o megacampo de Tupi, com reservas em torno de 33 bilhões de boe (barris de óleo equivalente).Lima ressaltou que as informações são “oficiosas”, mas oriundas de canais da Petrobras. O BM-S-9 é operado pelo consórcio Petrobras, que tem 45% do campo, a British Gas, com 30%, e Repsol, com 25%.”Seria a maior descoberta feita no mundo nos últimos 30 anos e seria também o terceiro maior campo do mundo na atualidade. É algo do Oriente Médio, mas nada está confirmado”, afirmou Lima, que participou do 4º Seminário de Petróleo e Gás Natural promovido pela FGV no Rio.O diretor da ANP explicou que o BM-S-9 fica a oeste de Tupi (BM-S-11). Outra grande descoberta da Petrobras, o campo de Júpiter também fica na zona de influência do Carioca (BM-S-24). Eles ficam sob uma extensa camada de sal localizada até a 5.000 metros de profundidade.Anunciado em novembro do ano passado, o megacampo de Tupi, na Bacia de Santos, tem uma reserva estimada pela Petrobras entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo, sendo considerado uma das maiores descobertas de petróleo do mundo dos últimos sete anos.Para termos de comparação, as reservas provadas de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil ficaram em 13,920 bilhões boe (barris de óleo equivalente) em 2007, segundo o critério adotado pela ANP.O Brasil está ocupa hoje o 17º lugar no ranking de países com maiores reservas de petróleo. Confira abaixo:

A fines de la semana pasada la presencia y las declaraciones de Carlos Solchaga, ex-ministro de Economía de España (gestión socialista de Felipe González) levantaron polvareda. Solchaga había dicho que “la inflación en la Argentina es muy preocupante”. Y sugirió que las empresas ” deberían mejorar las inversiones que han hecho hasta ahora”.

Por las informaciones divulgadas al día siguiente algunas empresas españolas en la Argentina se sintieron afectadas. Aerolíneas, en un comunicado detalló sus inversiones “por encima de las de 2004″, aunque los usuarios de su servicio no le vengan sintiendo el gusto.
Repsol YPF aseguró que Solchaga “no es asesor” de esa compañía. Empero, al día siguiente, la casa matriz de la petrolera en Madrid aceptó las funciones de “asesor” del desmentido ex-titular de Hacienda.
Por cuerda separada, CAME (Confederación Argentina de la Mediana Empresa) salió al ruedo publicando una onerosa solicitada en los diarios donde refutaban las afirmaciones de Solchaga definiéndolas como “fuera de tiempo y espacio” y advirtiendo que el hombre es “asesor de empresas multinacionales españolas productoras de servicios que hicieron negociados multimillonarios en la Argentina de la convertibilidad”.Se entendió que Solchaga bregó por bajar el tipo de cambio y actualizar las tarifas de servicios públicos. No es la primera vez que representantes de intereses españoles plantean sus puntos de vista o presionan a las autoridades locales Son expertos en “antesalas” y en vinculaciones. Un ejemplo es el propio ex-titular del Gobierno Español Felipe González quien arribó a Buenos Aires en distintas oportunidades para pedir protección de los intereses empresariales españoles. En una de sus visitas exigió la atención del ex-presidente Fernando de la Rúa en pleno derrumbe de su gobierno, en un encuentro en la Casa Rosada, en medio del caos de diciembre de 2001.

Otro visitante y ostensible lobbista es el ex-presidente del Gobierno español por el Partido Popular, José María Aznar.. Hace unos pocos meses pidió una audiencia al Presidente Néstor Kirchner para presentarle un inversor inmobiliario interesado en la compra de tierras. Es este político un miembro de la Junta General de Accionistas de News Corporation, el imperio mediático australianoestadounidense del supermillonario Rupert Murdoch, donde tiene un sueldo fijo de 85.000 dólares en metálico y entregas de acciones valoradas en otros 100.000 dólares. Los pagos _detalla el diario El País, de España en su edición del 23 de septiembre pasado, página 42_ son “por servicios de asesoría en relación con su estrategia corporativa global”. Esta remuneración escandalizó al ser conocida en su momento porque Aznar no la había comunicado al Ministerio de Administraciones Públicas ni al Consejo de Estado.

Aznar habría creado una sociedad que lleva como nombre Famaztella (acrónimo de la familia Aznar Botella), cuyos ingresos fueron superiores a los 644.000 dólares en 2005. Que se sumaron a los 348.000 conseguidos un año antes. Hubo problemas impositivos con ese millón de euros y el sueldo de ex-presidente. Hace un mes y medio la compañía norteamericana JER Partners anunció el nombramiento de Aznar como titular del Consejo Asesor Latinoamericano del grupo. Fue Aznar quien presentó a su empleador, Joseph Roberts, el mencionado especialista en inversiones inmobiliarias, al presidente Kirchner.

La acción de lobbistas no es patrimonio de ex políticos españoles. En la Argentina han cumplido ese papel dos no muy lejanos ex-embajadores norteamericanos (Todman y Cheek) y un ex-representante de Israel. En Estados Unidos la “acción del lobby” está regulada, encuadrada dentro de ciertos parámetros de algún modo cristalinos. En la Argentina todavía es una acción sospechada de presión, de estar fuera de “pautas” convencionales. De uso y abuso de contactos y de mezcla de agendas.

Publicado por Daniel Muchnik