Atuação no Pré-Sal

10 Perguntas para você entender o Pré-Sal

1. O que é o pré-sal?

O termo pré-sal refere-se a um conjunto de rochas localizadas nas porções marinhas de grande parte do litoral brasileiro, com potencial para a geração e acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m. O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros.

As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.

2. Qual o volume estimado de óleo encontrado nas acumulações do pré-sal descobertas até agora?

Os primeiros resultados apontam para volumes muito expressivos. Para se ter uma ideia, só a acumulação de Tupi, na Bacia de Santos, tem volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo mais gás). Já o poço de Guará, também na Bacia de Santos, tem volumes de 1,1 a 2 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

3. As recentes descobertas na camada pré-sal são economicamente viáveis?

Com base no resultado dos poços até agora perfurados e testados, não há dúvida sobre a viabilidade técnica e econômica do desenvolvimento comercial das acumulações descobertas. Os estudos técnicos já feitos para o desenvolvimento do pré-sal, associados à mobilização de recursos de serviços e equipamentos especializados e de logística, nos permitem garantir o sucesso dessa empreitada. Algumas etapas importantes dessa tarefa já foram vencidas: em maio deste ano a Petrobras iniciou o teste de longa duração da área de Tupi, com capacidade para processar até 30 mil barris diários de petróleo. Um mês depois a Refinaria de Capuava (Recap), em São Paulo, refinou o primeiro volume de petróleo extraído da camada pré-sal da Bacia de Santos. É um marco histórico na indústria petrolífera mundial.

4. Como começou essa história de superação de desafios?

Em 2004 foram perfurados alguns poços em busca de óleo na Bacia de Santos. É que ali haviam sido identificadas, acima da camada de sal, rochas arenosas depositadas em águas profundas, que já eram conhecidas. Se fosse encontrado óleo, a ideia era aprofundar a perfuração até chegar ao pré-sal, onde os técnicos acreditavam que seriam encontrados grandes reservatórios de petróleo.

Em 2006, quando a perfuração já havia alcançado 7.600m de profundidade a partir do nível do mar, foi encontrada uma acumulação gigante de gás e reservatórios de condensado de petróleo, um componente leve do petróleo. No mesmo ano, em outra perfuração feita na Bacia de Santos, a Companhia e seus parceiros fizeram nova descoberta, que mudaria definitivamente os rumos da exploração no Brasil. A pouco mais de 5 mil metros de profundidade, a partir da superfície do mar, veio a grande notícia: o poço, hoje batizado de Tupi, apresentava indícios de óleo abaixo da camada de sal. O sucesso levou à perfuração de mais sete poços e em todos encontrou-se petróleo. O investimento valeu a pena.

5. Com este resultado, o que muda para a Petrobras?

Essas descobertas elevarão a empresa, ao longo dos próximos anos, a um novo patamar de reservas e produção de petróleo, colocando-a em posição de destaque no ranking das grandes companhias operadoras. Com a experiência adquirida no desenvolvimento de campos em águas profundas da Bacia de Campos, os técnicos da Petrobras estão preparados, hoje, para desenvolver as acumulações descobertas no pré-sal. Para isso, já estão promovendo adaptações da tecnologia e da logística desenvolvidas pela empresa ao longo dos anos.

6. Quais serão as contribuições dessas grandes descobertas para o desenvolvimento nacional?

Diante do grande crescimento previsto das atividades da companhia para os próximos anos, tanto no pré-sal quanto nas demais áreas onde ela já opera, a Petrobras aumentou substancialmente os recursos programados em seu Plano de Negócios. São investimentos robustos, que garantirão a execução de uma das mais consistentes carteiras de projetos da indústria do petróleo no mundo. Serão novas plataformas de produção, mais de uma centena de embarcações de apoio, além da maior frota de sondas de perfuração a entrar em atividade nos próximos anos.

A construção das plataformas P-55 e P-57, entre outros projetos já encomendados à indústria naval, garantirá a ocupação dos estaleiros nacionais e de boa parte da cadeia de bens e serviços offshore do país. Só o Plano de Renovação de Barcos de Apoio, lançado em maio de 2008, prevê a construção de 146 novas embarcações, com a exigência de 70% a 80% de conteúdo nacional, a um custo total orçado em US$ 5 bilhões. A construção de cada embarcação vai gerar cerca de 500 novos empregos diretos e um total de 3.800 vagas para tripulantes para operar a nova frota.

7. A Petrobras está preparada, tecnologicamente, para desenvolver a área do pré-sal?

Sim. Ela está direcionando grande parte de seus esforços para a pesquisa e o desenvolvimento tecnológico que garantirão, nos próximos anos, a produção dessa nova fronteira exploratória. Um exemplo é o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios Pré-sal (Prosal), a exemplo dos bem-sucedidos programas desenvolvidos pelo seu Centro de Pesquisas (Cenpes), como o Procap, que viabilizou a produção em águas profundas. Além de desenvolver tecnologia própria, a empresa trabalha em sintonia com uma rede de universidades que contribuem para a formação de um sólido portfólio tecnológico nacional. Em dezembro o Cenpes já havia concluído a modelagem integrada em 3D das Bacias de Santos, Espírito Santo e Campos, que será fundamental na exploração das novas descobertas.

8. Como está a capacidade instalada da indústria para atender a essas demandas?

Esse é outro grande desafio: a capacidade instalada da indústria de bens e serviços ainda é insuficiente para atender às demandas previstas. Diante disso, a Petrobras recorrerá a algumas vantagens competitivas já identificadas, para fomentar o desenvolvimento da cadeia de suprimentos. Graças à sua capacidade de alavancagem, pelo volume de compras, a empresa tem condições de firmar contratos de longo prazo com seus fornecedores. Uma garantia e tanto para um mercado em fase de expansão. Além disso, pode antecipar contratos, dar suporte a fornecedores estratégicos, captar recursos e atrair novos parceiros. Tudo isso alicerçado num programa agressivo de licitações para enfrentar os desafios de produção dos próximos anos.

9. Quais os trunfos da Petrobras para atuar na área do pré-sal?

Em primeiro lugar, a inegável competência de seu corpo técnico e gerencial, reconhecida mundialmente; a experiência acumulada no desenvolvimento dos reservatórios em águas profundas e ultraprofundas das outras bacias brasileiras; sua base logística instalada no país; a sua capacidade de articulação com fornecedores de bens e serviços e com a área acadêmica no aporte de conhecimento; e o grande interesse econômico e tecnológico que esse desafio desperta na comunidade científica e industrial do país.

10. Que semelhanças podem ser identificadas entre o que ocorreu na década de 80, na Bacia de Campos, e agora, com o pré-sal?

De fato, as descobertas no pré-sal deixam a Petrobras em situação semelhante à vivida na década de 80, quando foram descobertos os campos de Albacora e Marlim, em águas profundas da Bacia de Campos. Com aqueles campos, a Companhia identificava um modelo exploratório de rochas que inauguraria um novo ciclo de importantes descobertas. Foi a era dos turbiditos, rochas-reservatórios que abriram novas perspectivas à produção de petróleo no Brasil. Com o pré-sal da Bacia de Santos, inaugura-se, agora, novo modelo, assentado na descoberta de óleo e gás em reservatórios carbonáticos, com características geológicas diferentes. É o início de um novo e promissor horizonte exploratório.

12 Perguntas para você entender o Novo Marco Regulatório

1. O que é o novo marco regulatório?

São as novas regras para exploração e produção de petróleo e gás natural na área de ocorrência da camada Pré-Sal e em áreas que venham a ser consideradas estratégicas, enviadas pelo governo para apreciação do Poder Legislativo no dia 31 de agosto de 2009, na forma de quatro projetos de lei (PL).

Os projetos de lei definem o sistema de partilha de produção para a exploração e a produção nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma nova estatal (Petro-Sal); a formação de um Fundo Social; e a cessão onerosa à Petrobras do direito de exercer atividades de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural em determinadas áreas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de barris, além de uma capitalização da Companhia. Se a proposta do governo for aprovada, o País passará a ter três sistemas para as atividades de E&P de petróleo e gás natural: concessão, partilha de produção e cessão onerosa.

2. Como funcionam os diferentes sistemas no mundo?

Cada país adota um diferente sistema ou sistemas que agregam características específicas, de acordo com as peculiaridades e necessidades de cada nação. Há três sistemas mais utilizados: concessão, partilha de produção e prestação de serviços.

A principal característica do sistema de concessão é que as atividades são realizadas por conta e risco do concessionário, sem interferência ou maior controle dos governos nos projetos de exploração e produção, respeitada a regulação existente. Caso haja uma descoberta e ela seja desenvolvida, o petróleo e gás natural, uma vez extraídos, passam a pertencer aos concessionários após o pagamento de royalties e outras participações governamentais.

O sistema de partilha costuma ser usado por países com reservas abundantes e baixo risco exploratório. Nesses contratos, a companhia ou consórcio que executa as atividades assume o risco exploratório. Em caso de sucesso, tem os seus investimentos e custos ressarcidos em óleo (o chamado óleo-custo). O lucro da atividade resulta da dedução dos investimentos e custos de produção da receita total. Convertido em óleo, esse valor é chamado de óleo-lucro, que passa a ser repartido entre a companhia (ou consórcio) e o governo, em porcentagens variáveis.

No sistema de prestação de serviços, uma empresa é contratada para realizar as atividades de exploração e produção e tem seus serviços pagos segundo metodologias contratuais predefinidas. Nesse modelo, toda a produção normalmente é de propriedade do Estado.

Cerca de 80% das reservas mundiais estão em países que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos, que misturam características de mais de um modelo, mas com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção.

3. Por que o marco regulatório está sendo modificado?

Quando a atual legislação que regula o setor de petróleo foi criada, em 1997, o Brasil e a Petrobras estavam inseridos num contexto de instabilidade econômica, e o preço do petróleo estava em baixa (US$ 19 o barril). Além disso, os blocos exploratórios tinham alto risco, perspectiva de baixa rentabilidade, e o País era grande importador de petróleo. O marco regulatório que adotou o sistema de concessão foi criado, à época, para possibilitar retorno àqueles que assumiriam esse alto risco.

Hoje, o contexto é outro. O Brasil alcançou estabilidade econômica, foi atingida a autossuficiência, os preços do petróleo estão significativamente mais elevados, e as descobertas no Pré-Sal, uma das maiores províncias petrolíferas do mundo, poderão, apenas com as áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, dobrar o volume de reservas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se que o risco exploratório é baixo e a produtividade é alta nas descobertas localizadas na camada Pré-Sal.

Com o regime de partilha, o governo pretende obter maior controle da exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam revertidos de maneira mais equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropriado ao contexto atual e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País.

4. Como funcionará o sistema de partilha?

O sistema de partilha de produção será vigente nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal e naquelas que venham a ser definidas como estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Na partilha de produção, os riscos das atividades são assumidos pelos contratados, que serão ressarcidos apenas se fizerem descobertas comerciais. Esse pagamento é feito com o custo em óleo (chamado de óleo-custo), em valor suficiente para ressarcir as despesas da(s) empresa(s) contratada(s). O restante da produção (excedente em óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e a(s) contratada(s).

Segundo esse projeto de lei, a União poderá celebrar os contratos de duas formas: exclusivamente com a Petrobras (100%) ou a partir de licitações, com livre participação das empresas, atribuindo-se à Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios.

Os contratos, até que seja publicada legislação específica, terão que pagar royalties, na forma da Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo, definido contrato a contrato, que não será critério de licitação. O projeto prevê ainda que, até a edição de regulamento específico, será devida a participação especial, na forma da Lei 9.478/97, a ser paga a partir da receita obtida pela venda da produção que couber à União.

5. Como funciona o sistema de cessão onerosa de direitos?

A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P, por sua conta e risco, em determinadas áreas do Pré-Sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.

O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo as melhores práticas da indústria do petróleo, e a Petrobras pagará à União este valor. Segundo o projeto de lei, o pagamento da Petrobras ao governo poderá ser feito por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço será fixado segundo o valor de mercado.

Quanto aos critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa, serão estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, a partir de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras internacionais, observadas as melhores práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados laudos técnicos.

6. O que é o Fundo Social?

Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo Social será um fundo financeiro constituído por recursos gerados pela partilha de produção, destinados às seguintes atividades prioritárias: combate à pobreza, educação, cultura, ciência e tecnologia, e sustentabilidade ambiental.

A receita do Fundo Social será proveniente da comercialização da parcela do excedente em óleo da União proveniente dos contratos de partilha, do bônus de assinatura e dos royalties que forem destinados à União.

7. O que é a capitalização da Petrobras?

Trata-se de uma operação típica do mercado de capitais, que significa aumentar o capital social da Companhia por meio da emissão de novas ações. Seu objetivo será ampliar a capacidade de investimentos da Petrobras. O projeto de lei da cessão onerosa também autoriza a União a subscrever ações do capital social da Companhia e integralizá-las com títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço seguirá o valor de mercado.

8. De que forma a capitalização afeta os acionistas minoritários?

Quando a Petrobras tiver seu capital aumentado, os acionistas minoritários poderão exercer o direito previsto na lei das Sociedades Anônimas de manter a proporção da participação que já possuem na empresa por meio da compra de novas ações. O governo e outros acionistas que exercerem o seu direito de subscrição no aumento de capital poderão comprar as ações que não forem adquiridas pelos acionistas minoritários (que não exercerem seus direitos). No final da operação, é possível que a União aumente sua participação na Petrobras.

9. As áreas do pré-sal já licitadas também serão regidas pelo novo sistema?

Não. Nas áreas já concedidas, mesmo que incluam o Pré-Sal, os contratos anteriormente firmados serão respeitados, permanecendo o regime de contrato de concessão.

A província do Pré-Sal tem 149 mil km². Destes, 41.772 km² (28% do total) já foram concedidos. A nova legislação valerá, portanto, para os 107.228 km² (72%) ainda não licitados, descontadas as áreas que vierem a ser objeto da cessão onerosa para a Petrobras.

10. O que faz uma operadora? Por que o projeto de lei propõe que a Petrobras seja a operadora exclusiva dos blocos licitados no pré-sal?

A operadora conduz as atividades de E&P, providenciando os recursos humanos e materiais para a execução das atividades. Além de ter acesso a informação estratégica, a operadora tem controle sobre a produção e os custos e promove o desenvolvimento de tecnologia.

Segundo a proposta, a Petrobras será designada para operar todos os blocos sob o novo sistema porque, com 56 anos de experiência acumulada, foi a responsável pela descoberta do petróleo na camada Pré-Sal no Brasil. Trata-se da maior operadora em águas profundas do mundo, com a maior frota de sistemas flutuantes de produção. Além disso, a Petrobras detém informações fundamentais sobre as bacias sedimentares brasileiras, fruto de seus investimentos no País ao longo de mais de cinco décadas.

Mais ainda, é interessante que as informações estratégicas permaneçam com a Petrobras porque, como a União é acionista majoritária da Companhia, esse fortalecimento oferece vantagens competitivas para a atuação nacional e internacional da Companhia, privilegiando o desenvolvimento do País.

Deve-se ressaltar ainda que, como a Petrobras será a operadora exclusiva e a responsável por providenciar os recursos para a execução das atividades do consórcio, será potencializada a preferência que a Companhia sempre concede aos fornecedores nacionais nas suas contratações de bens e serviços. Com isso, a cadeia de fornecedores desse segmento crescerá e será fortalecida, repercutindo seus efeitos em toda a indústria nacional, que poderá ocupar espaço relevante no mercado internacional de bens e serviços para a indústria de petróleo e gás.

11. Outras empresas poderão se associar à Petrobras para a exploração no pré-sal?

Sim. O projeto de lei prevê que a Petrobras terá participação de pelo menos 30% nos consórcios investidores.

Outras empresas, inclusive a Petrobras, poderão concorrer ao percentual restante em cada caso. A vencedora será a empresa que oferecer a maior parcela de excedente em óleo para a União, e a Petrobras estará obrigada a repassar para o governo o mesmo percentual da oferta vencedora na licitação.

12. A Petro-Sal fará investimentos? Poderá ser sócia ou competir com a Petrobras?

Não. Todos os investimentos serão feitos pela Petrobras e por eventuais sócios. A Petro-Sal não será responsável pela execução direta ou indireta das atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural e, por isso, não concorrerá com a Petrobras nem compartilhará com a Companhia recursos humanos ou financeiros.