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O desinteresse das grandes companhias privadas de petróleo do mundo pelo Campo de Libra, um dos maiores do pré-sal, mudou as expectativas em relação ao leilão e foi a primeira reação - negativa - das multinacionais que dominam o setor sobre o novo regime de partilha que estreará no dia 21 de outubro.
É intrigante que a maioria das grandes petrolíferas tenham ficado fora de uma das maiores reservas inexploradas no mundo. O Campo de Libra tem atrativos de sobra. Estima-se que possua de 8 a 12 milhões de barris de óleo, isto é, isoladamente, de 62% a 93% de todas as reservas provadas existentes no Brasil. Dificuldades políticas e regulatórias não costumam ser obstáculos intransponíveis para investimentos das gigantes do petróleo nos quatro cantos do mundo. Elas já realizaram negócios sob os mais variados regimes de remuneração e até sob governos que tinham um franco desdém pelo lucro privado, como, por exemplo, o de Hugo Chávez, na Venezuela.
Várias hipóteses levantadas para essa atitude das multinacionais não são muito convincentes, embora possam ser verdadeiras. O bônus de assinatura, de R$ 15 bilhões - algo como US$ 6,5 bilhões - é inegavelmente alto. Descontada a participação obrigatória mínima de 30% da Petrobras, o valor, de cerca de US$ 4,5 bilhões, não chega a ser nenhum empecilho para as gigantes do setor, que podem captar esses recursos ainda em um período de farta liquidez global e de juros baixos. A alegação da existência de outros "compromissos" em vários países, que tornariam inviáveis a participação na empreitada no Brasil é curiosa, porque elas sabem que o país tem um mar de petróleo a explorar desde 2007, pelo menos.
Um dos fatos novos é que há outras fontes de energia competindo com o petróleo, como o óleo e gás de xisto (shale). Mas eles são recursos igualmente finitos, cuja exploração não é excludente à busca dos suprimentos convencionais. O que a revolução do gás e óleo de xisto podem causar no curto prazo - e isso ainda não ocorreu em magnitude importante - é uma pressão baixista sobre o custo do petróleo. Esse impacto pode ou não ser vigoroso no futuro. Não foi forte até agora, considerando-se que mesmo com recessão severa na Europa e desaceleração nos EUA e na China as cotações do petróleo raramente se moveram abaixo dos US$ 90 o barril.
Os possíveis riscos para as empresas petrolíferas começam no retorno do investimento, difícil de mensurar especialmente pelas incertezas sobre o que será ou não custo operacional reconhecido no sistema de partilha - uma definição a cargo da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). De qualquer forma, isso não impediria a participação no leilão de Libra, embora pudesse levar a lances bastante conservadores para a entrega de óleo ao governo, além da mínima, fixada em 41,5%.
Maiores motivos para insatisfação e discordância parecem surgir em relação ao modelo do negócio. Com 30% ou mais de participação em consórcio, a Petrobras será a operadora dos campos e há a percepção de que a estatal tem uma estrutura de custo maior, menor agilidade e sofre interferências políticas. A seu favor há o pleno domínio da tecnologia de exploração em águas profundas.
Definida a operadora e o percentual de sua fatia no negócio, a empresa interessada terá de se submeter à PPSA, que não colocará um centavo na exploração, mas dominará metade do comitê operacional, responsável entre outras coisas pela definição dos custos em óleo que serão aceitos e pela gestão do negócio. Em todas as decisões, a PPSA terá poder de veto ou o voto de minerva. As empresas que se associarem à Petrobras terão, então, pequena margem de manobra ou decisão no empreendimento, no qual terão de entregar pelo menos 41,5% da produção e, em um leilão francamente competitivo, bem mais que isso.
Ao escolher esse modelo, o governo brasileiro definiu sua opção. Atraiu para o leilão uma maioria de empresas estatais, especialmente chinesas, cuja motivação essencial é a garantia de suprimento e não necessariamente lucros. Com exceção de Shell e Total, todas as interessadas têm menor porte que a Petrobras, embora possuam capacidade financeira em geral superior. Uma das consequências dessa opção é menor concorrência - tendo o mesmo patrão, por exemplo, dificilmente as três grandes empresas chinesas concorrerão entre si no leilão. Por outro lado, essas estatais se sentem bastante confortáveis com o rígido esquema em que a PPSA amarrará os sócios da Petrobras na empreitada.
Por Rodrigo Polito e Claudia Facchini | Do Rio e São Paulo
A curva de crescimento da produção brasileira de gás natural está se descolando da de petróleo. Desde janeiro de 2012, quando o país atingiu o último recorde mensal de produção de petróleo (2,231 milhões de barris diários), o indicador segue uma trajetória de queda e atualmente está em 1,974 milhão de barris/dia (11% a menos que o recorde). No mesmo período, a produção de gás do país bateu sete recordes mensais e atingiu em julho 78,5 milhões de metros cúbicos/dia, 10,4% a mais que o volume registrado no início do ano passado.
De acordo com especialistas, o distanciamento entre as curvas de produção de gás e petróleo se deve a dois fatores. O primeiro é uma maior produção de gás em campos onshore (terrestres), principalmente pelo crescimento da produção no complexo desenvolvido pela OGX, petroleira do empresário Eike Batista, na Bacia do Parnaíba, no Maranhão.
O campo de Gavião Real, situado naquela bacia, está produzindo aproximadamente 4,5 milhões de metros cúbicos/dia. Esse volume é utilizado para geração de energia a partir da usina Parnaíba I, da MPX, empresa controlada por Eike e a alemã E.ON.
O outro motivo é o cronograma de manutenção e as paradas programadas das plataformas de produção marítimas da Petrobras, dentro do programa de aumento da eficiência operacional da Bacia de Campos, o que causa impacto direto na produção de petróleo do país.
Segundo Marcelo Colomer, pesquisador do grupo de economia de energia da UFRJ, cerca de 85% da produção brasileira de gás natural é diretamente dependente da produção de petróleo, por meio do gás natural associado. "A tendência é que essa produção de gás natural passe a ser um pouco mais independente", explica o especialista.
O descolamento da produção de gás da de petróleo também dependerá do sucesso da exploração das áreas que serão ofertadas na 12ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Previsto para novembro, o leilão vai incluir blocos com potencial para descoberta de gás não convencional - como o gás de xisto ou de folhelho -, cuja produção está em franco crescimento, com custos competitivos, nos Estados Unidos.
O diretor da consultoria Gas Energy, Marco Tavares, também avalia que o aumento da produção de gás natural do país "será uma tônica daqui para a frente". Segundo ele, a expansão da produção de petróleo e gás está se deslocando da Bacia de Campos para a Bacia de Santos, onde a razão gás-óleo, que indica a quantidade de gás produzida para o mesmo volume de óleo, é maior.
Segundo Tavares, na Bacia de Campos, nos melhores casos, são produzidos 80 metros cúbicos de gás para cada metro cúbico de petróleo. Já no pré-sal da Bacia de Santos, a média é de 220 metros cúbicos de gás por cada metro cúbico de petróleo. "Vamos ter proporcionalmente mais gás daqui para a frente", diz.
De acordo com o especialista, o que é um fator positivo, porém, pode se transformar em um problema. O Brasil deve duplicar sua produção nacional de gás natural até 2020 e não existe um mercado para consumir esse energético, aos preços atuais, considerados elevados pelo consultor.
Atualmente, da produção total de gás, descartando os volumes reinjetados nos poços e utilizados para geração de energia nas plataformas, chegam à costa cerca de 40 milhões de metros cúbicos/dia. A expectativa da Gas Energy é que esse volume alcance a faixa de 85 a 90 milhões de metros cúbicos/dia em 2020. "O Brasil não tem hoje uma visão de gás natural na matriz energética que possibilite a absorção desses volumes", diz Tavares.
Para o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa, o problema é o monopólio e a presença da Petrobras em todos os segmentos da cadeia produtiva do gás. Segundo ele, o energético é deixado em segundo plano pela estatal, o que acaba emperrando o desenvolvimento do mercado de gás natural brasileiro.
Segundo Pedrosa, o "tabuleiro de xadrez do gás natural" está mudando no mundo, com os fortes investimentos em gás não convencional nos EUA. "A Arábia Saudita já percebeu isso. Mas o Brasil só está assistindo [às mudanças]", alertou o executivo.
Foi publicado no Diário Oficial da União de 27/08 o decreto nº 8.082, da presidente Dilma Rousseff, reduzindo para zero a alíquota de PIS/Pasep e Cofins para carvão mineral destinado à geração de energia elétrica. Mais uma vez, o governo optou por desonerar um combustível poluente, prejudicando a competitividade de outro concorrente mais limpo, como é o caso do gás natural. Ainda assim, nenhuma térmica a carvão fechou contratos de venda de energia no leilão A-5 ocorrido em 29/08, apesar de vários projetos terem sido habilitados. Representantes do setor alegam que o preço-teto foi baixo para a remuneração do investimento e a recente alta do câmbio foi um ingrediente a mais na diminuição da atratividade. É mais um exemplo dos improvisos do atual governo: estabelecer um preço-teto incapaz de viabilizar os projetos, conceder incentivo fiscal sem planejamento e, nem assim, viabilizar o investimento.
Não se trata de ser contra desonerações fiscais. Elas são legítimas e devem ser utilizadas como forma de incentivar novas fontes. No entanto, esses incentivos devem ser concedidos de forma planejada, no âmbito de um plano geral para o setor energético brasileiro. É evidente a desorientação do governo na política energética.
O governo já havia cometido este mesmo equívoco ao desonerar a gasolina por meio da zeragem da alíquota da Cide, com o objetivo de minimizar o impacto dos reajustes do preço de tal combustível na inflação. As consequências para o setor todos já conhecem. Segundo dados da Unica, nos últimos cinco anos, 43 usinas foram desativadas e outras 36 entraram em recuperação judicial. Desde 2008, nenhuma decisão de instalação de nova usina foi tomada no país. Só quatro unidades estão previstas para entrar em operação até 2014, mas são projetos que foram decididos antes da crise. O resultado é que em vez de nos tornarmos a "Arábia Saudita Verde", passamos a não ter etanol, nem mesmo para suprir as necessidades domésticas.
Voltando ao mercado de gás natural, as políticas intervencionistas de curto prazo e a falta de planejamento amplo para o setor energético no Brasil também já vêm prejudicando o setor, antes mesmo da desoneração do carvão mineral, fazendo com que o Brasil passe ao largo da "revolução do gás", que acontece em outras partes do mundo.
Nos últimos dez anos, o mercado mundial de gás natural passou por uma série de mudanças, como o desenvolvimento da produção de gás não convencional e o aumento do comércio internacional de Gás Natural Liquefeito (GNL). Essas mudanças transformaram a dinâmica mundial do mercado de gás natural, com aumento da oferta e redução do preço do produto. No Brasil, o caminho tem se mostrado bem diferente. A produção encontra-se quase estagnada e o preço elevado, sendo mais um ingrediente para a perda de competitividade da indústria, que acaba se refletindo no crescimento baixo do PIB, observado nos últimos trimestres. Pode-se observar que determinados segmentos da indústria estão trocando o gás natural por outro energético mais barato, ou que estão deixando o país para se estabelecer em países nos quais o gás natural tem preço mais competitivo.
No setor de gás natural a falta de planejamento e de regulação é total. Sequer existe uma política especifica para o gás Os motivos são bastante conhecidos. O monopólio desregulado da Petrobras; um mercado totalmente verticalizado; uma política de preços onde convivem cinco preços diferentes: gás boliviano, gás nacional, gás para térmicas, gás para fertilizantes e GNL; uma política de livre acesso a gasodutos que não funciona e a presença de um único ofertante.
Por causa desse monopólio de fato, a matriz elétrica brasileira é totalmente dependente da Petrobras e foi exatamente a indisponibilidade de gás para os leilões de energia que trouxe o carvão de volta para nossa matriz, como também já obrigou, em tempos de hidrologia negativa, o uso de térmicas a óleo. Não é por acaso que ao longo dos últimos anos observa-se o crescimento de fontes poluentes, numa matriz até então exemplarmente limpa.
Com menos intervenção, mais planejamento, menos monopólio e mais mercado no setor de gás natural poderíamos aumentar a oferta de forma diversificada, criando um mercado de concorrência, em que o livre acesso aos dutos existiria de fato e as concessões de todas as distribuidoras de gás natural poderiam ser entregues a empresas privadas. Assim, finalmente, promoveríamos a desverticalização da indústria de gás no Brasil, política adotada em todos os países que possuem um mercado maduro e competitivo de gás. Neste sentido, a Petrobras poderia incluir em sua política de desinvestimento seus ativos na área de gás, como suas participações em distribuidoras e mesmos dutos, em vez de vender participações em campos de petróleo, que é o seu core business e compromete o futuro da empresa. Não faz sentido uma petroleira do tamanho da Petrobras possuir ativos no dowstream da indústria de gás, o que faz sentido é, por meio de contratos, assegurar a passagem do seu gás. Calcula-se que os ativos de downstream de gás natural da Petrobras possam valer algo em torno de R$ 30 bilhões.
Os efeitos da política míope curto-prazista estão produzindo estragos e criando grandes esqueletos em todas as áreas do setor energético brasileiro. A falta de políticas de longo prazo e de incentivos corretos está gerando distorções e desequilíbrios nos diferentes mercados. O principal efeito tem sido o desalinhamento entre demanda e oferta internas, que se traduz no aumento das importações, desequilíbrio de preços relativos e redução de investimentos. Além disso, estamos desperdiçando uma enorme vantagem comparativa que é a diversidade e abundância de fontes energéticas. A correta exploração dessas riquezas, certamente, nos tornaria um país mais competitivo e eficiente.
Elena Landau é economista, advogada, sócia de Sérgio Bermudes Advogados, presidente do Instituto Teotonio Vilela do Rio de Janeiro
Adriano Pires, doutor em economia, é diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)
