Incertezas no setor de petróleo — Adriano Pires

O Estado de S. Paulo - 06/06/2012

O segmento de exploração e produção de petróleo no Brasil experimentou um período de grande prosperidade ao longo do processo de abertura iniciado no final da década de 1990. Sob o modelo de concessão, foram realizadas dez rodadas de licitação, atraindo investimentos de gigantes internacionais como Shell, BG, Repsol e BP, fortalecendo através de parcerias a Petrobrás e possibilitando a criação de empresas privadas nacionais como a OGX, QGEP e HRT. As reservas provadas saltaram de 7,1 bilhões de barris para 14,2 bilhões de barris, enquanto a produção se elevou em 150% no período entre1997/2011. Com o anúncio da descoberta das reservas do pré-sal, o governo decidiu mudar o marco regulatório e, desde então, criou-se uma atmosfera de incertezas que vem paralisando a expansão do segmento de exploração e produção, o único que obteve sucesso com o modelo de abertura. A própria Petrobrás tem causado uma grande frustração no mercado, pelo fato de não vir cumprindo as suas metas de produção de petróleo. A primeira grande incerteza trazida pelo novo marco regulatório foi a desestabilização do pacto federativo, criada a partir da emenda que propôs a redistribuição das receitas dos royalties do petróleo entre os Estados e municípios produtores e não produtores. Ao acabar com a participação especial, a nova regulação reduziu o montante de recursos a ser distribuído e ainda mexeu no passado aumentando a participação dos Estados e municípios não produtores. O impasse não se resolveu até agora. A presidente Dilma, recentemente, recebeu vaias na reunião com cerca de 3.500 prefeitos quando mencionou a questão dos royalties ao dizer: "Não acreditem que vocês conseguirão resolver a distribuição de hoje para trás. Lutem pela distribuição de hoje para a frente". A segunda incerteza é o fato de a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) não realizar leilões desde 2008. Isso reduz a área em exploração, impede a descoberta de novas reservas e freia o crescimento da produção. Ao não realizar novos leilões, a União abre mão de receitas. Estima-se que a perda com bônus de assinatura seja de US$ 15 bilhões anuais, totalizando US$ 60 bilhões em quatro anos. Outras questões regulatórias contribuem para aumentar as incertezas: a exigência de um porcentual mínimo de conteúdo local sem que a indústria nacional esteja preparada para atender à demanda, além da dúvida sobre a continuidade do Repetro, que permite a importação de equipamentos específicos, para serem utilizados diretamente nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural, sem a incidência dos tributos federais (IPI, PIS e Cofins). De fato, a indústria do petróleo tem grande capacidade de adaptação, operando nos ambientes mais adversos. No entanto, não são as novas regras a principal causa do afastamento dos investimentos das petroleiras, e, sim, as incertezas. Não saber se haverá nova rodada de licitação ou quando será realizada, se o pré-sal será licitado ou não, se há ou não os benefícios do Repetro impede o planejamento e retira o apetite das empresas em relação ao Brasil. É importante ressaltar que as atenções da indústria do petróleo não estão mais exclusivamente voltadas para o Brasil, como ocorria no momento do anúncio do pré-sal. Hoje, existem outras alternativas de investimento em petróleo e gás, tanto em reservas convencionais, como os campos de Angola, da Colômbia e do Golfo do México, quanto na extração de gás e petróleo não convencionais nos EUA e no Canadá. A produção canadense nas areias betuminosas (oil sands) aumentou 50% nos últimos 10 anos, chegando a 1,5 milhão de barris/dia com previsão de chegar a 3 milhões barris/dia em 2020. Já a produção de shale gas nos EUA, que era insignificante até 2005, vem aumentando muito desde então, sendo hoje responsável por 23% da produção americana de gás natural. Nos próximos 20 anos, deve alcançar 50% do total devido às reservas tecnicamente recuperáveis de 93 bilhões de barris equivalentes do petróleo.