Estimativa de grandes reservas na região
do pré-sal faz governo propor
mudanças no marco regulatório

Bia Teixeira

Ao completar 56 anos, a Petrobras enfrenta enormes desafios não só em terra e mar, mas também na bacia de interesses da política. Maior exploradora em águas profundas, detendo 23% das operações mundiais nesta área, a estatal terá participação garantida em todos os projetos do pré-sal. Esse é o desejo do governo federal, que mandou ao Congresso Nacional um pacote com quatro projetos de lei para mudar as regras atuais da exploração e produção de petróleo, nas quais vigora o instrumento de concessão desde a quebra do monopólio estatal, em 1997.

Pela proposta apresentada, a estatal deverá ser a única operadora, com uma participação de no mínimo 30%, nos blocos ainda a ser licitados que estiverem na área de abrangência do pré-sal – uma província petrolífera de nada menos que 149 mil quilômetros quadrados, dos quais 107,228 mil km² (72%) ainda não estão sob regime de concessão. Ou seja: pertencem à União.

Estes são os números do “Novo Marco Regulatório Pré-sal e Áreas Estratégicas”, elaborado pelo CNPE, que define a província como toda a área onde há possibilidade de ocorrências de reservas no pré-sal, sem indicar, em nenhum momento, a possibilidade de um reservatório único. Estes 72% da área, quando licitados, serão explorados sob o regime de partilha – mudança regulatória que se aplicará a outras áreas consideradas estratégicas, ainda não licitadas. E tampouco definidas. É bom lembrar que a Petrobras detém participação hoje equivalente a 24% da área total do pré-sal, ficando apenas 4% nas mãos de outras companhias.

Na realidade, a Petrobras poderá ter mais de 30% de cada bloco do pré-sal a licitar, uma vez que as novas regras estabelecem que a União poderá contratar exclusivamente a estatal ou, se quiser, fará licitações para dar acesso às demais companhias petrolíferas aos 70% restantes de participação.

A proposta é fruto de catorze meses de discussão dentro do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), um órgão de assessoramento do Presidente da República que tem como principal função formular políticas e diretrizes na área de energia. E deverá ter um período muito maior de discussão no Congresso Nacional, pois trata não somente do papel da Petrobras no pré-sal e da criação de uma segunda estatal para gerenciar essa riqueza – a Petrosal (nome provisório). Também está em jogo a questão dos royalties e das participações especiais, disputadas não somente pelos estados produtores como também por aqueles que não têm reservas de petróleo e, em alguns casos, nem mesmo costa marítima.

É nesse cenário que a Petrobras se movimenta, tanto no Brasil como no exterior, onde os executivos da companhia vêm apresentando o novo marco regulatório, assegurando ter condições de explorar o pré-sal. Mas deixando sempre uma porta aberta para investidores e eventuais parceiros contribuírem para bancar os altos custos de exploração de uma riqueza ainda não totalmente mensurada, mas que já indica que o país dobrará suas reservas (hoje, de 14 bilhões de barris) e também sua produção até 2020.

“Vamos fazer em doze anos o que a Petrobras fez em 54 anos”, tem repetido inúmeras vezes o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli. Uma vez que a Petrobras completou 54 anos em 2007, esta contabilidade se refere ao período de 2008 a 2020. Portanto, leva em consideração a produção média diária, no ano passado, de 1,854 milhão de barris de petróleo e LGN (liquefeito de gás natural), chegando a 2,4 milhões de barris de óleo equivalente (boe/dia), computados também o gás natural e a produção internacional da Petrobras.

A média deste ano está em 1,958 milhão de barris de petróleo e LGN, e mais de 2,5 milhões de boe/dia. No entanto, acredita-se que quando liberar os resultados de setembro, a Petrobras terá entrado no seleto clube de empresas que produzem 2 milhões de barris em casa. Mas Gabrielli olha mais além, nas metas da companhia, que pretende produzir mais de 5,7 milhões de boe/dia em 2020, mais do que o dobro da produção atual, que está projetada para superar os 2,7 milhões de barris até o final do ano. Um crescimento médio de 8,8% ao ano, o maior da indústria mundial.

Deste total, a produção brasileira será de mais de 5 milhões de boe/dia, dos quais 1,853 milhão de barris de petróleo por dia (bpd) virão do pré-sal. “Não temos a expectativa de uma grande produção nestes primeiros anos e sim a partir de 2013”, afirma Gabrielli. Na ponta do lápis, se isso se realizar, a estatal estará atingindo, somente no pré-sal, a sua atual produção nacional de petróleo.

Mistério no fundo do mar – Para atingir essa meta ambiciosa, a Petrobras prevê investimentos de US$ 111,4 bilhões, dos quais US$ 98,8 bilhões na Bacia de Santos e o restante na Bacia Capixaba. Está prevista a entrada em operação de 15 plataformas até 2013 e mais 30, até 2020. No mínimo dez plataformas serão alocadas para o pré-sal, podendo chegar a um terço do total de unidades produtoras, ou até mesmo metade, dependendo dos resultados obtidos no período.

No momento, está em curso o teste de longa duração (TLD) de Tupi, além da produção do pré-sal no Parque das Baleias, na costa do Espírito Santo, no campo de Jubarte. E já houve sinais de que as coisas não serão fáceis. Não somente pelos desafios tecnológicos da empresa, como também de seus fornecedores de bens e serviços.

adaptadora, que fica na cabeça do poço. O curioso é que a Petrobras não fez grande alarde sobre essa falha ou defeito de fabricação de um projeto que custou vários milhões de dólares. Técnicos afirmam que isso se deve ao fato de a falha não ter sido encontrada em Tupi, mas em uma operação na costa capixaba – Jubarte ou Golfinho –, fazendo tremer a estatal, que optou por parar tudo.

Afinal, o óleo vem sendo extraído em condições bastante severas: profundidade de água de 2.140 metros, mais de 3.000 metros a partir do fundo do mar, abaixo de 2.000 mil metros de camada de sal e a uma distância de 300 km da costa do estado de São Paulo.

O poço foi fechado para início da intervenção no dia cinco ou seis de julho, pouco mais de dois meses após entrar em operação. Correndo contra o relógio a Petrobras conseguiu retomar o TLD em dois meses, no dia cinco de setembro, com a instalação de novos equipamentos, previamente testados. Reiniciou assim a produção de um petróleo leve, de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre, que é primordial para ampliar o conhecimento da Petrobras e das parceiras (BG Group, com 25%; e Galp Energia, com 10%) sobre este tipo de reservatório. “O processamento desse petróleo será importante para avaliar o rendimento e a qualidade dos derivados produzidos”, informou a estatal.

Equacionado o ‘problema de parafuso’, a estatal espera não se deparar com novos defeitos de fabricação, uma vez que a cadeia de fornecedores foi alertada para intensificar seu controle de qualidade em todas as etapas de produção de bens e serviços. Esta poderá ser uma das atribuições do grupo técnico do pré-sal que a Petrobras vai integrar, a convite da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O convite foi comunicado pela estatal no dia 7 de agosto, mesmo dia em que fez comunicado afirmando desconhecer qualquer proposta que a colocasse como operadora única do pré-sal. Na realidade, isso só seria confirmado no final do mês, no dia 31 de agosto, quando o governo apresentou seu pacote regulatório – inicialmente em regime de urgência, pleito logo abandonado em virtude da resistência encontrada dentro e fora do Congresso, por se tratar de uma proposta que afeta tantos interesses: econômicos e políticos, nacionais e estrangeiros.

Ao mesmo tempo, a empresa espera manter seu nível de acerto no pré-sal: o documento apresentado pelo governo confirma que na região do pré-sal, que se estende da Bacia do Espírito Santo até a Bacia de Santos, a Petrobras perfurou 31 poços, com 87% de taxa de sucesso. Ou seja, pelo menos quatro poços não deram em nada.

Com uma ressalva: foi de 100%, de acordo com o governo, a taxa de sucesso da estatal na Bacia de Santos, onde foram perfurados 13 poços. Quem se deu mal foi a norte-americana Exxon e a britânica BG, que perfuraram os dois únicos poços secos confirmados na Bacia de Santos. É bom lembrar que ambas são parceiras da Petrobras nesses projetos, mas detêm a responsabilidade pela fase exploratória.

Mas há boatos de um poço seco perfurado pela Petrobras, no bloco BM-S-17, jamais confirmado – a empresa alega apenas que interrompeu, por duas vezes, a perfuração por problemas técnicos. A Petrobras prefere atentar para o seu sucesso em novas descobertas, a última delas, em meados de setembro, no bloco BM-S-9, por meio do poço Abaré Oeste, na área de avaliação de Carioca. Foi o quarto poço perfurado com sucesso neste bloco. Também está em avaliação a área de Guará. Esta, por sua vez, já havia confirmado na semana anterior uma altíssima produtividade dos reservatórios: vazões da ordem de sete mil bpd, volume limitado pela capacidade dos equipamentos do teste. A estimativa de produção inicial de um poço está sendo estimada em cerca de 50 mil barris de óleo por dia. Os dados confirmam reservas recuperáveis na faixa de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris de óleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

nas entrelinhas dos planos de negócios da estatal, revistos anualmente. Esses números ganharam o noticiário quando o TCU solicitou informações sobre diversas obras, entre as quais as desta unidade.

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