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EUA – Washington, Moscou e ExxonMobil

Washington, Moscou e ExxonMobil

Data: 14/12/2016
Fonte: The Wall Street Journal Autor: PETER NICHOLAS e CAROL E. LEE,

O presidente eleito dos EUA, Donald Trump, anunciou ontem o indicado para o mais importante cargo do seu governo. Rex Tillerson, presidente da ExxonMobil, será o secretário de Estado.

A indicação é problemática porque, além de não ter credenciais para o cargo – ele é o primeiro indicado sem experiência em diplomacia -, Tillerson tem uma estreita relação de trabalho com o presidente russo, Vladimir Putin.

Executivo-chefe de uma das empresas mais lucrativas do mundo, Tillerson comanda um império do petróleo que, atualmente, tem bilhões de dólares em suspenso, devido a parcerias com a Rússia. Os acordos não progridem devido a sanções que Washington impôs a Moscou, pela anexação da península da Criméia, em 2014. No novo cargo, o executivo poderia mudar essa situação.

A escolha, que ainda precisa ser aprovada pelo Senado, foi criticada inclusive dentro do Partido Republicano. Marco Rubio, ex-rival de Trump nas primárias, e John McCain já sinalizaram que não apoiam a indicação.

Além disso, no fim de semana, o FBI e a CIA divulgaram relatórios que apontam para a interferência russa nas eleições dos EUA, a favor de Trump.

Também ontem, o presidente eleito apontou o ex-governador do Texas, Rick Perry, como seu secretário no Departamento de Energia.

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PETROBRAS – Pré-sal e Petrobras além dos discursos e mitos.

Pré-sal e Petrobras além dos discursos e mitos: disputas, riscos e desafios

ILDO L. SAUERI  , LARISSA ARAÚJO RODRIGUESII 

I, IIInstituto de Energia e Ambiente, Universidade de São Paulo, São Paulo/São Paulo, Brasil.

RESUMO

O presente trabalho examina os desafios e possibilidades do pré-sal e o papel da Petrobras, no sentido de conciliar as expectativas geradas quanto ao seu potencial de transformação social no Brasil. Para tanto, parte do exame dos processos que a apropriação social da energia cumpriu nas revoluções sociais da Humanidade. Em seguida, examina as condições e os processos que conduziram à hegemonia do petróleo em face das demais alternativas energéticas e analisa as consequências vinculadas a este desdobramento. No campo geopolítico e econômico são revisadas as contradições e interesses antagônicos em torno da disputa pelo controle do acesso aos recursos petrolíferos e pela apropriação da renda petroleira.

Dentro do contexto geopolítico e estratégico, o trabalho foca nos desafios e oportunidades associados à descoberta dos recursos do pré-sal brasileiro e no papel da Petrobras, concluindo pela necessidade de um exame crítico sobre a atual estratégia nacional no que diz respeito à identificação, caracterização e quantificação das reservas petrolíferas e à definição do ritmo de produção e exportação, em coordenação com a OPEP e demais países exportadores, o que implica na revisão do regime regulatório vigente, com o objetivo de garantir a geração de recursos para serem investidos de acordo com um plano nacional de desenvolvimento econômico e social. Nem o modelo de concessão nem o de partilha de produção se ajustam para garantir a hegemonia do interesse público, configurando-se a contratação direta da Petrobras, autorizada pela lei vigente, como a mais adequada por permitir a flexibilidade semelhante à dos contratos de serviços, onde prevalece o comando do Estado sobre a produção e exportação do petróleo.

Em ensaio específico, são sumarizados os resultados de cenários econômico-financeiros que podem ser esperados com a produção de petróleo em reservas localizadas na área do pré-sal, a partir da simulação da produção nos campos. São calculadas as receitas que podem ser esperadas pelos diferentes stakeholders (empresas e poder público) sob distintos cenários de preços do barril de petróleo, de investimentos e de regimes regulatórios. Com relação aos regimes regulatórios, as receitas são simuladas tanto para aqueles vigentes hoje no país (concessões, partilha de produção, cessão onerosa e cessão onerosa com partilha de produção para volumes excedentes), como para outras formas regulatórias, como o regime de serviços. Um dos principais resultados é uma análise dos break-even prices (preços de equilíbrio) para cada um dos campos e em cada regime regulatório, indicando, sob a ótica do empreendedor, o valor mínimo do barril de petróleo que torna a produção no campo viável. Também, são apresentadas todas as receitas governamentais que podem ser esperadas, além de uma estimativa de recursos que devem ir para as áreas da saúde e da educação em decorrência da cobrança de royalties. De modo geral, tem-se que o regime de partilha de produção não foi o que demonstrou trazer mais receitas ao poder público, considerando as premissas com as quais foi simulado, ou seja, com base nas regras e dinâmica de definição da participação da União no óleo produzido conforme o resultado do leilão para o campo de Libra. Isso parece contraditório, já que o regime de partilha de produção foi instaurado no país em 2010 em um contexto de debate nacional acerca das possibilidades de aumentar a parcela governamental sobre a produção em áreas do pré-sal. O regime que mostrou trazer maior receita ao poder público é o regime de serviços, pelo qual a União é investidora e detentora das reservas e dos resultados da produção. Por isso, medidas que aproximem o regime de partilha de produção vigente hoje às regras do regime de serviços concebido, considerando as possibilidades existentes na legislação, tendem a aumentar o valor das receitas governamentais. Após o regime de serviços, aquele que apresenta maior parcela governamental, na maior parte dos casos, é o regime de concessões, já que a soma das participações especiais e dos royalties normalmente ultrapassa a soma da porcentagem da União sobre o excedente em óleo e royalties no regime de partilha de produção, considerando as premissas de simulação adotadas. Apenas em campos com grandes reservas e quando o preço do barril de petróleo é mais elevado, as receitas governamentais no regime de partilha chegam a ultrapassar as do regime de concessões. Assim, conclui-se que para que o regime de partilha de produção traga mais receitas ao poder público, deve haver mecanismos que garantam que a definição da porcentagem da União sobre o excedente em óleo seja mais elevada do que aquela que se verificou no caso do leilão para o campo de Libra, por exemplo.

Por fim, o presente trabalho analisa os dois ativos que compõe o patrimônio público em disputa: os recursos do petróleo, substancialmente os do pré-sal; e a Petrobras, com sua capacidade tecnológica. Diferentes alternativas para o desenvolvimento da produção e para o papel da Petrobras são viáveis: o que difere é o potencial de gerar recursos públicos para serem investidos no resgate das dívidas sociais. A contribuição primordial deste trabalho visa elucidar os conflitos de interesse, caminhos alternativos e potenciais resultados, vencedores e perdedores.

Palavras-Chave: Pré-sal; Estratégia nacional; Transição energética; Mudanças climáticas; Regulação; Cenários econômico-financeiros e apropriação do excedente econômico para educação e saúde

ABSTRACT

This study examines the challenges and possibilities of the pre-salt oil reserves and the role of Petrobras to reconcile the expectations of their potential for social transformation in Brazil. Toward this end, it examines the role of the processes of social appropriation of energy in the social revolutions of humanity. It then examines the conditions and processes that led to the hegemony of oil vis-à-vis other energy alternatives and analyzes the consequences of this development. In the geopolitical and economic field, it reviews the contradictions and antagonistic interests in the dispute for control over access to oil resources and for the appropriation of oil income.

Within this geopolitical and strategic context, the essay focuses on the challenges and opportunities associated with the discovery of the Brazilian pre-salt reserves, and on the role of Petrobras, arguing for the need of critical examination of the current national strategy with regard to the identification, characterization and quantification of the oil reserves, and to establishment of the pace of production and exportation in coordination with OPEC and other exporting countries. This implies the revision of the current regulatory regime to ensure the generation of resources to be invested according to a national plan for economic and social development. Neither the concession nor the production-sharing regimes are suitable to ensure the hegemony of public interest in setting production and export control. However, the direct contracting of Petrobras, which is already authorized by applicable law, seems to be the most suitable system to allow flexibility similar to that of service contracts, where government control over production and export of oil prevails.

This work also summarizes the analysis of the expected financial results from the production of oil from the pre-salt reserves in Brazil. First, the oil production for each field is simulated. Then the expected revenue for the various stakeholders (business and government) is calculated under different scenarios of oil barrel price, investment and regulatory regimes. Results are presented for today’s regulatory regimes concessions, production sharing, onerous assignment and onerous assignment with production sharing for surplus volumes), as well as for alternative regulatory frameworks, such as the service contracts system. One of the main results is an analysis of break-even prices for each oil field under each regulatory regime, indicating the minimum price per barrel that would make the production feasible from the perspective of the entrepreneur. The expected government revenues are also presented, as well as an estimate of the royalties intake that would go to health and education. Overall, the production-sharing regime is not the one that provides higher revenues to the government, at least not with the assumptions of the simulation, i.e., based on the rules and dynamics of State participation in the oil revenue defined according to the outcome of the auction of the Libra field. This seems contradictory, since the production-sharing regime was introduced in Brazil in 2010 after a national debate about the possibilities of increasing the government’s share of the production in the pre-salt areas. The regime that would bring more revenue to the government was shown to be the services contract system, in which the State is the investor and owner of the reserves and of the production results. Therefore, measures that bring the current production-sharing regime now in place closer to the service contract system, as made possible by current legislation, would tend to increase government revenues. After the service contract regime system, the one that would offer the greatest government share is the concession regime, as the sum of special participations and of royalties normally exceeds the sum of the State’s percentage of the surplus in oil and of royalties on a production-sharing basis, considering the assumptions adopted in the simulation (Libra field auction). Only in fields with large reserves and when the price of a barrel of oil is higher would government revenues be greater in the sharing scheme than in the concession contract scheme. We thus conclude that for the production-sharing regime to bring in more revenue for the government, there must exist mechanisms that ensure that the State’s percentage of the oil surplus is higher than that of the auction of the Libra field, for example.

Last but not least, this essay analyses the two assets that comprise the public property in dispute, namely, oil reserves (substantially those of the pre-salt) and Petrobras, with its technological capacity. Other alternatives for production development and for the role of Petrobras are feasible: what differs is the potential to generate public resources to be invested in the amelioration of social liabilities. The primary contribution of this paper aims to elucidate conflicts of interest, alternative paths and potential outcomes, winners and losers.

Key words: Pre-salt; National strategy; Energy transition; Climate change; Regulation; Economic and Financial Scenarios and Appropriation of the Economic Surplus for Education and Health

Introdução

O BRASIL, com a descoberta dos recursos do pré-sal, tornou-se um ator potencialmente relevante como produtor e exportador de petróleo, e aposta na geração de excedente econômico associado ao desenvolvimento e extração do petróleo para investimentos sociais capazes de resgatar as graves assimetrias sociais que acometem o povo brasileiro. Dadas as suas especificidades, o petróleo tem sido fonte de disputas pela apropriação de excedente econômico oriundo da diferença entre preço de mercado e custo de produção. Por isso uma das questões fundamentais está vinculada aos mecanismos de formação do preço do petróleo cuja compreensão tem-se revelado precária e revestida de especulações destituídas de fundamentação teórica ou construídas por simplificações inspiradas no senso comum. O preço e sua manutenção têm impacto decisivo sobre a geração e apropriação de excedente econômico, objeto de disputa dentro do sistema capitalista, como motor do processo de acumulação, essencial ao modo de produção capitalista. O preço do petróleo também funciona como balizador que sinaliza as possibilidades de novas fontes, especialmente as renováveis, menos impactantes sobre as mudanças climáticas, com efeito positivo sobre a descentralização da produção e a ampliação do acesso emprego, virem a ocupar espaço mais relevante ou mesmo predominante, como requer o objetivo anunciado de eliminar o uso de combustíveis fósseis. No começo do século XX a mobilidade individual baseada em veículos elétricos disputou o espaço pari-passu com os veículos movidos a motor de combustão interna, e, para esses, o etanol disputou o espaço com os derivados do petróleo que acabaram por prevalecer. Nessa contenda, parâmetros relevantes foram os custos e preços relativos de combustíveis e dos veículos. Uma das respostas aos choques dos preços do petróleo das décadas de 1970 e de 2000 foi a tentativa de reintroduzir os veículos elétricos.

O presente trabalho revisa as condições que conduziram o petróleo à posição hegemônica como fonte de energia do modo de produção da atual estrutura urbano-industrial, e examina as possibilidades e consequências de sua eventual substituição em escala global e seus reflexos para o país. Busca recuperar o referencial teórico sobre a apropriação de recursos naturais no processo produtivo e na geração de riqueza, tanto do ponto vista da economia política quanto da análise baseada nos balanços líquidos para mobilização das fontes de energia, isto é, do retorno em energia por energia investida para obtê-la, conhecida pela sigla EROI (Energy Return on Energy Investment). Finalmente, à luz desse enfoque, o quadro mundial atual relativo ao papel do petróleo e os conflitos de interesse estratégicos e geopolíticos são examinados, inclusive para oferecer parâmetros de reflexão para o debate sobre o petróleo no Brasil.

Após o anúncio da descoberta da província petrolífera do pré-sal foram geradas expectativas de que o desenvolvimento dos novos recursos abriria uma nova página na história brasileira, propiciando a mudança radical na estrutura social e econômica. Principalmente, haveria recursos para resgatar a dívida social nos campos da educação e saúde públicas, na reforma urbana e agrária, na transição energética para fontes renováveis e proteção ambiental, na modernização tecnológica e avanço da ciência, na construção de infraestrutura capaz de propiciar o incremento da produtividade social do trabalho e assim o incremento e a distribuição da renda em patamar capaz de superar as assimetrias e injustiças que assolam a sociedade brasileira há séculos.

O pré-sal adquiriu dimensão de mito: passou a significar a promessa de fabulosos recursos que permitirão que o Brasil alcance, finalmente, um padrão de serviços públicos condizente com as necessidades básicas da população. O petróleo do pré-sal existe, e em grande quantidade, cuja dimensão real, todavia, ainda é desconhecida. É uma promessa real, concreta. Mas o caminho para transformá-lo em riqueza para a população ainda é incerto. Inúmeros países viram frustradas as expectativas em torno das promessas das riquezas do petróleo. O debate efetivo se situa no campo político: há conflitos de interesses entre os vários atores envolvidos: a população, os acionistas ou controladores da Petrobras e de outras empresas interessadas e os próprios consumidores de derivados de petróleo no país. Esse debate se transfere para a esfera da organização da indústria de petróleo, do modelo regulatório, dos regimes de produção que apresentam variações vinculados a cada perspectiva de interesses defendidos.

Há dois ativos que compõem o patrimônio público em disputa: os recursos do petróleo, substancialmente pré-sal, e a Petrobras, com sua capacidade tecnológica. Diferentes alternativas para o desenvolvimento da produção e para o papel da Petrobras são viáveis: o que difere é o potencial de gerar recursos públicos para serem investidos no resgate das dívidas sociais. A contribuição primordial deste trabalho visa elucidar os conflitos de interesse, caminhos alternativos e potenciais resultados, vencedores e perdedores. Ausente da percepção geral está o poder do Governo no processo de decisão. Esse papel revela sutilezas, decorrentes das concepções de sociedade. No governo FHC as licitações eram transparentes: vencia a melhor proposta, ainda que com pressões sobre a Petrobras para exercer papel subalterno, associando-se a empresas, com papel incompatível com sua supremacia tecnológica e gerencial. Paradoxalmente, no governo Lula e, por extensão, Rousseff, o Governo, formalmente via CNPE, assume papel absoluto. Agora o Governo escolhe o vencedor e impõe à Petrobras os resultados. Todos são formalizados via processos formais de licitações, mas as escolhas concretas são resultado de processo prévio de escolhas consolidadas no âmbito da hegemonia do poder do Governo. Em ambos os casos, discursos antagônicos constroem caminhos semelhantes à conciliação de interesses do capital, por vezes competidores, mas, em geral, conciliadores no resultado. Discursos liberais e proletários subordinando os trabalhadores a sua sina: trabalhar, gerar valor e partilhar.

A expectativa tem dado lugar à apreensão e ao desânimo diante dos resultados concretos. Este artigo tem por objetivo apresentar uma análise retrospectiva e prospectiva, para explorar as dimensões técnicas, econômicas, geopolíticas e sociais e políticas do pré-sal. Serão revistos os modelos regulatórios e as opções de políticas públicas e suas consequências para os atores interessados: a população brasileira, os consumidores de derivados de petróleo no país, os acionistas da Petrobras, as demais empresas petrolíferas intervenientes. Serão analisados o significado do pré-sal no atual contexto geopolítico do petróleo, como fonte hegemônica de energia mundial, os desafios da transição energética em face das ameaças de mudanças climáticas. Considerando que a região do pré-sal ainda é uma nova fronteira petrolífera, a análise assume grande importância, já que, até o momento, poucos trabalhos têm sido publicados no sentido de analisar os ganhos econômicos que podem ser esperados com a exploração desses recursos e de avaliar a viabilidade econômica dessas reservas. O presente trabalho apresenta um estudo quantitativo, com simulações econômico-financeiras para os campos do pré-sal, para distintos cenários de preços do barril de petróleo, de investimentos em unidades de produção e de regimes regulatórios, possibilitando análises sobre as receitas que podem ser esperadas nesses campos, sobre o impacto regulatório sobre elas e sua distribuição e também sobre sua viabilidade financeira.

Este artigo é embasado substancialmente em dois trabalhos produzidos pelos coautores: Sauer (2016) e Rodrigues (2016). O primeiro trata de “O pré-sal e a geopolítica e hegemonia do petróleo face às mudanças climáticas e à transição energética”, capítulo de livro publicado pela Academia Brasileira de Ciências. O segundo constitui a pesquisa de tese de doutoramento intitulada Cenários econômico-financeiros da produção em campos do Pré-Sal sob distintos regimes regulatórios concluída e submetida em setembro de 2016.

A gênese e a consolidação da hegemonia do petróleo na economia global

A apropriação social da energia desempenhou um papel essencial na garantia do modo de produção de todas as formações sociais da Humanidade, estando subjacente às duas revoluções sociais: na Revolução Agrícola a energia do sol capturada via fotossíntese foi “domesticada” pela seleção de plantas e animais, com os caçadores e coletores nômades dando lugar a agricultores sedentários; na Revolução Industrial, mediante o ataque aos estoques acumulados em escala geológica: primeiro, o carvão para vapor de indústria, trens e navios, e em seguida, óleo como combustível para motores de combustão interna que aumentaram a mobilidade flexível, acompanhados pelos sistemas de energia elétrica para apoiar uma nova estrutura urbano-industrial.

A História da humanidade guarda profundos vínculos com o processo de apropriação social da energia. O homo sapiens tem cerca de 200 mil anos e na maior parte desse tempo viveu caçando e coletando aquilo que a fotossíntese, a energia do sol apropriada pela natureza, oferecia. O desenvolvimento da agricultura foi uma revolução que, há cerca de 12 mil anos, passou a controlar a fotossíntese, auxiliada pelo ciclo hidrológico, também movido pelo sol. Foram selecionados plantas e animais, que se alimentavam de plantas, para proporcionar a alimentação, transporte e trabalho humanos. Surgiram as sociedades agrárias que em uns poucos milênios se espalharam por todos os continentes. Mas eram sociedades bem limitadas. Utilizavam-se amplamente do trabalho escravo. Dependiam da natureza e do trabalho físico humano e de alguns animais para garantir a produção dos meios necessários à sua existência.

Uma nova e profunda transformação começou a ocorrer no final do século XVII com a Revolução Inglesa e consolidou-se por volta do final do século XVIII, com as revoluções americana e francesa. Sua base energética foi o aproveitamento do carvão, com sua queima para o aquecimento de água e a produção de vapor para acionar êmbolos e mover máquinas – teares, trens, navios. Essa nova base técnica foi essencial para o desenvolvimento do modo de produção capitalista, que se aproveitou de um novo regime de trabalho, com mão de obra assalariada. O trabalhador, em geral camponês expulso do campo, que não tinha mais os meios de produção – passou a trabalhar com os meios de produção do patrão – passou a ter uma produtividade muito maior. Porque ao valor novo que agrega às mercadorias com seu trabalho vivo soma-se – num tempo agora muito mais curto, em função da velocidade das máquinas – o valor do trabalho morto, do trabalho mecânico e desgaste dessas máquinas, equipamentos e edificações de propriedade do dono da fábrica. Finalmente, essa nova base técnica e o próprio sistema capitalista passaram por um aprofundamento, uma espécie de segunda fase da Revolução, no final do século XIX, quando surgiram as telecomunicações, o gerador, o motor e transmissão elétricos e, principalmente, o motor de combustão interna a base de gasolina e de óleo diesel, que substituiu os cavalos e as carruagens e deu origem à indústria automobilística, flexibilizando a mobilidade individual e a circulação de mercadorias, até então sujeitas à rigidez dos trens e navios movidos pelo vapor produzido com a combustão do carvão.

Do ponto de vista social, é a fase em que o capitalismo se monopolizou, formaram-se os cartéis, associados ao sistema financeiro. E ocorreu uma intensificação extraordinária da produção de bens e mercadorias. E a sua circulação e consumo numa escala e velocidade sem precedentes, graças ao petróleo. Também ocorreu a intensificação da mobilidade das pessoas, em termos de velocidade e distância.

O petróleo tornou-se a principal fonte de energia dessa fase, do modo de vida urbano-industrial, que persiste até agora. É a mais flexível, a que mais facilita a produção e o consumo. Permite mover máquinas sem depender de redes estruturadas e caras. A sua apropriação social permitiu uma intensificação extraordinária da produtividade do trabalho. Daí seu enorme valor. O valor excedente que sua introdução no processo social de produção e de circulação, é enorme quando comparado com o custo de produzi-lo.

A disputa geopolítica e estratégica pelo controle dos recursos e pelo excedente econômico ou renda petroleira

Pelo pacto celebrado em Achnacarry, Castelo na Escócia, em 17 de setembro de 1928, as sete grandes empresas de petróleo do mundo se associaram em forma de cartel para definir o controle, tanto dos volumes como das localidades geográficas, do mercado de petróleo em todo o mundo, da produção à distribuição. Essas sete empresas, que dominaram o mercado entre 1911 e 1960, ficaram conhecidas como as Sete Irmãs: 1) Standard Oil of New Jersey (Esso), formada pela fusão com a Mobil ExxonMobil (Estados Unidos); 2) Royal Dutch Shell (anglo-holandesa); 3) Anglo-Iranian Oil Company (AIOC), mais tarde conhecida como British Petroleum (BP) (Reino Unido); 4) Standard Oil de Nova York, mais tarde conhecida como Mobil e que hoje faz parte da ExxonMobil (Estados Unidos); 5) Standard Oil da Califórnia, então conhecida como Chevron, mais tarde fundida com a Texaco para formar a ChevronTexaco e atualmente denominada Chevron Corporation (Estados Unidos); 6) Gulfoil Corporation, que em 1985 foi adquirida pela Chevron quase completamente, enquanto a outra parte das ações foi para a BP (Estados Unidos); 7) Texaco, que se fundiu com a Chevron em 2001, fusão conhecida por algum tempo como ChevronTexaco, e em 2005, novamente Chevron, sendo Texaco agora uma marca registrada da Chevron Corporation (Estados Unidos). A consolidação da hegemonia das Sete Irmãs foi processo geopolítico e estratégico, com o apoio dos governos de origem das empresas, alicerçado no exercício de enorme influência sobre os governos dos países onde operavam. A confluência de interesses entre empresas petrolíferas e governos dos países de origem estava ancorada na geração e apropriação de excedente econômico, que as companhias integradas verticalmente poderiam alocar em qualquer das etapas: na exploração e produção ou no refino e logística de distribuição e comercialização. Para os países e elites consumidores ficava o benefício do incremento da produtividade e aumento do bem estar decorrentes do acesso aos derivados do petróleo. Esse fato concorreu para aprofundar o que passou a ser reconhecido como a dialética da dependência entre os países centrais e os da periferia do sistema econômico mundial, acentuando o contraste entre riqueza pobreza.

O processo de descolonização e independência de países da África e da Ásia foi impulsionado pela decadência da Europa e pela Carta da ONU de 1945, reconhecendo o direito dos povos colonizados à autodeterminação, o que desencadeou também o sentimento nacionalista, reforçado pela Conferência de Bandung (Indonésia) (1955). Muitos países detentores de recursos petrolíferos passaram a reivindicar e buscar maior participação na riqueza gerada pela produção e uso do petróleo. Nesse contexto, em 1960 é criada a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e são reforçados os processos de nacionalização dos recursos e a criação de empresas nacionais de petróleo.

A indústria do Petróleo hoje comporta companhias, ditas “internacionais” ou “independentes” (IOC – International Oil Companies), de capital privado e cotadas em bolsa, e empresas com controle pelos Estados Nacionais, de capital total ou maioritariamente público, ditas “nacionais” (NOC – National Oil Companies). As NOC produzem cerca de 75% do petróleo global e detém cerca 90% das reservas provadas. Arábia Saudita, Argélia, Angola, Emirados Árabes, Equador, Irã, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria, Qatar, Venezuela são países membros da Opep, cuja indústria petrolífera está a cargo de NOC, sendo as operações conduzidas exclusivamente pelas mesmas ou em associação com outras companhias. Fora da Opep, Statoil na Noruega, Petrobras no Brasil, Gazprom e Rosneft na Rússia, Sinopec, CNPC e CNOOC na China, ONGC na Índia, Petronas na Malasia, são NOC.

Tanto as NOC quanto as IOC são instrumentos de política nacional e internacional pela sua presença, abrangência de atividades e volume de negócios. As NOC geram em alguns países a maior parte do PIB e são responsáveis pela balança comercial e receita no orçamento do Estado. Nesse caso, evidente na Arábia Saudita e demais países da Opep, política empresarial e governamental se confundem. Os grandes complexos petrolíferos exercem enorme influência econômica e financeira.

Quando a Opep foi fundada em 1960, o controle de reservas de petróleo era a seguinte: 85% por companhias internacionais de petróleo (IOC); 14% pela União Soviética; e apenas 1% as empresas petrolíferas nacionais (NOC). Esse baixo nível de controle sobre os recursos pode ser uma das razões pelas quais os choques petrolíferos de 1973 e 1979 não conseguiram sustentar preços e gerar excedente estável para esses países. Em 2010, a situação do controle de reservas foi substancialmente revertida: apenas 6% eram das IOC; 6% dos russos e 88% com NOC. Em razão do grau de controle de reservas, segundo o Financial Times (Hoyos, 2007), atualmente as novas “sete irmãs” são todas estatais: Saudi Aramco (Arábia Saudita), Gazprom (Rússia), CNPC (China), NIOC (Irã), PDVSA (Venezuela), Petrobras (Brasil), Petronas (Malásia).

Essa nova condição, juntamente com a coesão interna dos membros da Opep em conjunto com a Rússia, pode muito bem ter desempenhado um papel relevante para a escalada do preço do petróleo que começou em 2005 e foi sustentada até 2014.

Apesar da crise que vem afetando a economia mundial, o volume da produção global cresceu quase que regularmente e a contribuição da Opep manteve-se quase estável. O setor de refino registrou incremento na capacidade instalada, consolidando a tendência de leve crescimento do consumo global, apesar da queda em 2009 associada ao choque de 2008-2009.

A Figura 1 apresenta o quadro atual e projetado da produção e demanda de petróleo até 2030. A produção mundial de petróleo em 2014 foi de 89 Mbbl/dia, dos quais 53 Mbbl/dia foram provenientes dos países exportadores não pertencentes à Opep. Os campos existentes e atualmente em produção, em razão de seu declínio natural da capacidade de produção (entre 5,0% e 6,0% ao ano), estarão produzindo em 2030 cerca de 31 milhões de barris por dia. Ao mesmo tempo, estima-se que a demanda global por petróleo será, em 2030, de 106 milhões de barris por dia. A diferença (aproximadamente 75 milhões) entre a produção esperada com base nos campos atuais e a elevada demanda deverá ser suprida pela incorporação de novas descobertas, por petróleo não convencional (“shale oil” ou “tight oil“), por fontes alternativas de energia (como os biocombustíveis) e por uma maior eficiência energética. A redução da demanda por derivados de petróleo também poderia resultar em decorrência da mudança no paradigma da mobilidade, especialmente a individual, pela penetração da mobilidade elétrica, cujo progresso técnico tem sido beneficiado pelo desenvolvimento das baterias de íons de lítio, reduzindo o peso e incrementando a autonomia dos veículos.

Fonte: IEA (2008) e EIA (2009).

Figura 1 Quadro atual e projeção da produção e demanda de petróleo até 2030. 

Atualmente, da produção global diária, de aproximadamente 92 Mb/d, cerca de 65 Mb/d são de petróleo convencional. Até três décadas atrás esse assegurava essencialmente a totalidade do consumo mundial. Agora, cerca de 27 Mb/d do petróleo provêm de recursos não convencionais – extrapesados, offshore profundo e ultra profundo, polar e, recentemente, desde 2005, também “shale oil” e “tight oil“, além de biocombustíveis. O incremento da produção de tipos de petróleos não convencionais e, em menor escala, os biocombustíveis, tem suprido o declínio progressivo da produção convencional.

Dez países consomem cerca de 60% dos derivados de petróleo e bicombustíveis líquidos (etanol e biodiesel): Estados Unidos (20%), China (12,4%), Japão (4,7%), Índia (4,3%), Rússia (3,5%), Brasil (3,4%), Arábia Saudita (3,4%), Coreia do Sul (2,6%), Canadá (2,4%) e México (2%). E, apesar de a produção ser realizada em muitos países, poucos são exportadores com peso no comércio mundial, o que coloca esses últimos em posição de relevância em termos de controle potencial sobre fluxos e, assim, dos preços. Em 2014, a Opep e a Rússia controlavam maior parte das exportações de petróleo. Os países da Opep produziram, em 2014, 36,6 Mb/d, consumindo internamente cerca de 7,6 Mb/d e exportando cerca de 29,1 Mb/d. Os maiores exportadores de petróleo bruto são a Arábia Saudita (7,5 Mb/d), a Rússia, os Emirados Árabes, o Iraque, a Nigéria, o Kuwait, o Canadá e a Venezuela, que, conjuntamente, asseguram dois terços do mercado internacional. Desses, somente Rússia e Canada não integram a Opep.

Conforme demonstra a Figura 2, depois do fracasso dos choques de 1973 e 1979, o preço do petróleo se estabilizou e iniciou uma escalada em 2000, que depois acelerou até a oscilação em 2008-2009, quando caiu de 140 para $ 40/b (dólares por barril); retomou o movimento ascendente até um pouco acima de 100, aí oscilou de 2011 até meados de 2014, quando iniciou uma nova queda gradual até ao início de 2015, passando então a oscilar entre 50 e 60 $/b.

Fonte: BP (2016).

Figura 2 Evolução dos preços do petróleo, em US$ correntes e de 2015. Em verde claro, valores em dólares correntes; em verde escuro, dólares constantes de 2015, deflacionados pelo CPI (Índice de Preço ao Consumidor) dos Estados Unidos. Dados para tipo de óleo: 1861-1944: Média dos Estados Unidos; 1945-1983: Arabian Light, Ras Tanura; 1984-2015: Brent. 

A oscilação dos preços do petróleo constitui um objeto de análise fundamental pela sua importância para o sistema econômico mundial e pelas suas repercussões. Hoje, o petróleo se produz a um custo direto, incluindo somente capital e trabalho, de 1 a 15 dólares o barril equivalente. E o seu valor no mercado oscilou nos últimos anos entre 50 e 150 dólares o barril. Um excedente enorme, de mais de 40 dólares por barril. Surge daí a renda, disputada no campo econômico, político e ideológico pelas grandes empresas e Estados. O sistema econômico mundial consome cerca de 32 bilhões de barris anuais (BP, 2016), permitindo a geração de um excedente econômico da ordem de 1,5 a 3 trilhões de dólares anuais, que é apropriado sob a forma de lucros, dividendos, impostos e transferências, alimentando o processo de acumulação. A redução dos preços do petróleo implica na transferência desse excedente aos consumidores. Como parâmetro de comparação, o excedente econômico mundial pode ser estimado em cerca de 8 trilhões de dólares, aproximadamente 10% do valor bruto mundial produzido, da ordem de 80 trilhões de dólares.

A progressiva escalada dos preços do petróleo, entre 2000 e 2014, tem engendrado uma disputa estratégica e geopolítica entre os blocos com interesses antagônicos quanto ao preço do petróleo. Os discursos, de um lado a OPEP mais a Rússia, e, de outro, OECD mais a China, sob a liderança dos EUA, deixam transparecer a disputa subjacente pelo excedente econômico. O primeiro grupo buscando maximizar a geração de excedente econômico através do controle do preço e da manutenção da hegemonia do petróleo, e o segundo grupo, buscando o acesso ao petróleo a preços menores de forma a apropriar os benefícios para os consumidores, incrementando a geração de riqueza e bem-estar nesses países.

O documento do Governo dos Estados Unidos, intitulado Blue print for a secure energy future (The White House, 2011), divulgado em 31 de março 2011, apresenta sete iniciativas: ampliar o desenvolvimento – que já está em curso há mais de 30 anos – do chamado “shale oil” e “shale gas” americano, que teve oportunidade de expansão, acompanhando a escalada dos preços do petróleo a partir de 2005; exportar essa iniciativa para o mundo inteiro, especialmente para a China, que tem os maiores recursos, para a América Latina e Europa; incentivar a produção de biocombustíveis no mundo inteiro, em parceria com o Brasil; ampliar a produção de petróleo nos Estados Unidos por meio da plataforma continental americana; ampliar as negociações com ao México para que a parte mexicana do Golfo do México seja aberta, pois na parte americana há muita produção; cooperação dos Estados Unidos com o Brasil, negociada entre Obama e Rousseff, para promover o desenvolvimento e acelerar a produção dos recursos do pré-sal na plataforma continental brasileira como “interesse comum entre os dois países”; e, trabalhar pela redução do consumo para o uso de mais eficientes, como carros e equipamentos.

Coincidentemente, em iniciativa com sentido semelhante de fazer frente à Opep, discutia-se na China uma proposta de criar uma organização de importadores de petróleo. A intenção subjacente ao Blue print for a secure energy future parece ser terminar o equilíbrio entre oferta e demanda controlado pela Opep, através da aceleração da oferta via produção em novas fronteiras e modalidades, fora do controle da Opep, e assim buscar afetar a coesão interna da organização, de forma a desequilibrar as bases da sustentação do preço do petróleo.

No contexto emergente no final de 2014, de queda dos preços em cerca de 50%, a expectativa era a da redução do teto da produção Opep, de 30 Mb/d. Todavia, sob a liderança da Arábia Saudita, a decisão da Opep em sua 166ª Conferência, de novembro de 2014, foi manter status quo retendo o teto e continuando a produção no patamar de 29,1 Mb/d, sob o argumento de que era necessário “manter o atendimento da demanda”. O ministro saudita do petróleo, Ali Naimi (OPEC Bulletin 3/15) expôs a posição do país afirmando que “esta política foi tentada nos anos 1980 e não teve sucesso”. Disse ainda que não reagiria de forma instintiva a flutuações de curto prazo, mantendo uma visão de longo prazo, aguardando pelo equilíbrio entre oferta e demanda. Sobre as teorias atribuindo o poder de colusão ou conspiração da Opep, ele afirmou: “teorias abundam, mas estão todas erradas”, “a Opep não está morta, nem está travando uma guerra contra o shale oil dos Estados Unidos”. Sintomaticamente, porém, afirmou que a “Arábia Saudita estava aberta ao estabelecimento de laços firmes com países produtores fora da Opep”. Venezuela e Arábia Saudita promoveram reuniões recentes com a Rússia e México e o ministro fez um apelo aos países produtores não membros da Opep para contribuir para o equilíbrio do mercado, dizendo que a Arábia não deveria subsidiar os produtores de custo elevado, e que “não faz sentido que os produtores mais eficientes devessem cortar produção, quando representam apenas 30 % da produção”. Reafirmou que a Arábia Saudita não agiria isoladamente, em que “em cooperação com vários países, tem moderado os níveis de produção para melhorar a situação do mercado. Mas agora a situação é diferente. Precisamos que todos os países com produção relevante cooperem”. E o Brasil continuará a renunciar a seu potencial e prosseguir como um coadjuvante, exercendo papel subordinado? Ou passará atuar de forma coordenada para alavancar o seu interesse em preços elevados, valorizando sua riqueza?

Não obstante o discurso do ministro, há interpretações de que a passividade da Arábia Saudita esteja vinculada a um conjunto de objetivos: enfraquecer as finanças de países com quem mantém certa rivalidade como o Irã, apoiado pela Rússia; gerar um ambiente de incerteza para os investimentos em óleo não convencional e, de forma contundente, os biocombustíveis, outras fontes renováveis, e, também para a emergente alternativa da mobilidade elétrica, concorrente para reduzir a demanda por petróleo.

A descoberta dos recursos do pré-sal, a inserção internacional, os modelos regulatórios e as alternativas para o Brasil

Está caracterizada a disputa estratégica e geopolítica entre produtores exportadores e importadores consumidores em torno do controle do acesso aos recursos e apropriação da renda do petróleo, alinhando de um lado os integrantes da OECD e China, sob a liderança dos Estados Unidos, e, de outro, os países da Opep e Rússia. Esse contexto reforça a importância de refletir sobre a estratégia e o papel do Brasil, de modo particular, em relação aos recursos do pré-sal. O posicionamento do país, em primeiro lugar, requereria o dimensionamento dos recursos. As reservas hoje formalmente anunciadas (16,2 bilhões de barris, de acordo com BP, 2015) colocam o Brasil em posição sem grande relevância no contexto internacional. Todavia, o fato de não ter grandes reservas formalmente declaradas não diminui a importância do papel do Brasil, face ao que já foi divulgado em termos de recursos possíveis, com diferentes graus de conhecimento, após a formulação e consolidação do modelo geológico do pré-sal, que levou à comprovação da existência de uma nova província geológica, que foi a descoberta mais relevante, em escala mundial, das últimas décadas. Assim, a primeira necessidade do país hoje é a de promover o dimensionamento das reservas, com maior grau de confiança. Isso poderia ser obtido através de cerca de 100 poços exploratórios e alguns testes de longa duração, a um custo estimado de cinco a dez bilhões de dólares. Trata-se de uma decisão de caráter estratégico e político de Governo e Estado. Sem esse conhecimento não é possível organizar adequadamente o ritmo de produção no país para as próximas décadas.

De fato, a descoberta do pré-sal foi fruto de uma decisão da Petrobras – resultante dos Planos Estratégicos da empresa, publicados a partir de 2003 – de consolidar a corporação como uma empresa integrada de energia, com base em três pilares: ênfase em Exploração e Produção; valorização do gás natural como substituto do petróleo no mercado interno, visando liberar o petróleo, commodity de curso internacional, para exportação, reserva ou evitar importação; investimento em fontes renováveis, principalmente biocombustíveis, eólica e solar, como forma de preparar a empresa para a transição energética. O pilar principal em exploração e produção guardava vínculo com a compreensão de que a fase de maior retorno é a descoberta de recursos, pelo potencial de geração de renda, em comparação com os demais segmentos da indústria, submetidos a regimes competitivos. Essa estratégia estava baseada na valorização da capacitação longamente construída na empresa em geofísica e geologia, capaz de permitir acesso a descobertas no país e no exterior em padrão de excelência internacional.

Em julho de 2005, a Petrobras encontrou, em águas profundas, depois de cerca de 300 metros de camada de sal, petróleo no campo de Parati (MME, 2009; Sauer, 2011; Sauer et al., 2010). Essas evidências foram relevantes para motivar a Diretoria Executiva da Petrobras a aprovar a proposta da Área de Exploração e Produção, de promover a reentrada no bloco BM-S-11que havia atingido a camada de sal, sem sucesso, com o objetivo de testar, em face dos avanços geofísicos recentes, o chamado modelo geológico (do pré-sal), que vinha sendo objeto de formulações teóricas, estudos e análises havia tempo. A um custo de aproximadamente 254 milhões de dólares a camada de sal foi perfurada e, em julho de 2006, a Petrobras comunicou à ANP a descoberta de petróleo no campo de Tupi (que foi rebatizado de “Lula”, em 2010), na bacia de Santos. Após o sucesso da perfuração de um novo poço, extensão no campo de Tupi, para confirmar a descoberta, indicando volumes recuperáveis entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural (MME, 2009; Sauer, 2011), a descoberta foi comunicada à ANP e ao Governo. Este, em outubro de 2007, anunciou a descoberta, buscando assumir um protagonismo no que seria “um passaporte para o futuro pela descoberta”, embora tenha demorado em promover a retirada, também anunciada na ocasião, de cerca de quarenta blocos no entorno de Tupi, com medo da reação dos investidores privados. A área confirmava a possibilidade de uma grande quantidade de óleo leve, depois da camada de sal (MME, 2009; Sauer, 2011; Sauer et al., 2010). Em 2007, os novos depósitos de petróleo foram encontrados, tanto na bacia de Santos (campos de Caxaréu, Pirambu, Carioca e Caramba) quanto nas bacias de Campos. Foi também em 2007 que a Petrobras tornou pública a confirmação de quantidades sem precedentes de petróleo e gás, depois da camada de sal, no Espírito Santo, Campos e bacias de Santos (MME, 2009). Em 2008, novas descobertas de petróleo ocorreu na região do pré-sal (Júpiter, Bem-Te-Vi, Guará, Iara, Baleia Franca, Baleia Azul, Jubarte e Cachalote) e a Petrobras iniciou a produção no campo de Jubarte (MME, 2009; Sauer, 2011). Nos anos seguintes, foram anunciadas várias descobertas. Entre elas estão os campos chamados Libra, Franco, Florim, Tupi Nordeste, Cernambi, Sapinhoá, Pau-Brasil, Peroba e Guará Sul. Além disso, a existência de petróleo nos últimos depósitos encontrados começou a ser confirmada e os volumes a serem estimados. Havia estimativas que indicavam potenciais reservas de cerca de 100 bilhões de barris (MME, 2009; Sauer, 2011). Além disso, uma série de poços foram ainda perfurados na área de pré-sal, especialmente no campo de Lula (ex-Tupi). No presente, a produção de petróleo está em andamento e a produção do pré-sal já ultrapassou 650 mil barris por dia, o que é cerca de um quarto da produção total do Brasil (ANP, 2015). De acordo com os dados de produção de petróleo da autoridade reguladora a partir de dezembro de 2014 (ANP, 2015), Lula é o segundo campo mais produtivo no país, produzindo uma média de 234 mil barris por dia. Da mesma forma, Jubarte é o quinto campo mais produtivo, com uma média de 187 mil barris por dia. Na verdade, a confirmação da província do pré-sal revelou não apenas recursos valiosos, mas a capacidade técnica da empresa pública brasileira para explorar águas profundas ultra, uma nova fronteira para a produção de petróleo. No entanto, novos desafios foram postos à indústria do petróleo, não apenas em termos de capacidade de investimento, mas também em matéria de políticas regulatórias.

Os anúncios de descobertas do pré-sal permitem estimar que estejam assegurados cerca de 100 bilhões de barris recuperáveis. Pode-se acreditar na sua duplicação ou mesmo triplicação, o que colocaria o Brasil ao lado da Venezuela e da Arábia Saudita como os maiores detentores de recursos. Paulo César Ribeiro Lima (2015a) avalia que uma estimativa conservadora seria de 62,8 bilhões de barris, somente considerando os anúncios já realizados e sumarizados na Figura 3 e de 143,1 bilhões de barris, com base em avaliação potencial dos campos já explorados, porém sem divulgação pública, de Carcará, Júpiter, Gato do Mato, Tartaruga Verde, Gávea e Pão de Açúcar, e em áreas com potencial substantivo e ainda não exploradas (outras área do pré-sal, Pau Brasil, Peroba, Saturno, e fora do pré-sal, outras áreas de Sergipe-Alagoas, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará).

Fonte: Lima (2015a, 2015b).

Figura 3 Recursos já anunciados pela Petrobras como reservas estimadas. 

Em estudo intitulado Assessment of yet-to-find-oil in the Pre-Salt area of Brazil, publicado no 14º Congresso Internacional da Sociedade Brasileira de Geofísica, Jones e Chaves (2015) utilizaram o software GeoX(r) para modelar o processo exploratório, empregando o método de simulação de Monte Carlo, e, para os valores dos parâmetros utilizados no cálculo do número de acumulações ainda-por-descobrir, sua dimensão e base total de recursos de óleo e gás recuperáveis, estimaram em 119 bilhões de barris o total das acumulações recuperáveis, com grau de confiança de 90%, e em 216 bilhões de barris com grau de confiança de 10%.

De fato, as descobertas do pré-sal delinearam um novo cenário para a indústria petrolífera brasileira e impulsionaram uma discussão que, até recentemente – apesar do progresso histórico do setor -, não havia conquistado a devida relevância no país: as novas descobertas do pré-sal poderiam impulsionar o desenvolvimento socioeconômico do Brasil? Uma questão essencial diz respeito à apropriação da renda petrolífera. Qual o arranjo institucional que permite produzir maior volume de excedente e como este será partilhado e destinado? Quais os impactos e resultados potenciais associados a cada modelo e quais os interesses políticos, econômicos, estratégicos e geopolíticos subjacentes?

No seu sentido mais amplo, essa não é uma discussão nova. Muitos estudos já investigaram a renda dos recursos naturais (Davis; Tilton, 2005; Gunton, 2004; Phillips, 2008), e também a relação entre a existência de recursos e o impulso ou não ao desenvolvimento econômico, passando também pela questão da chamada “maldição dos recursos” ou “resource curse” em inglês (Boschini; Pettersson; Roine, 2013; Davis; Tilton, 2005; Gylfason, 2001; Ross, 1999; Sachs; Warner, 1999, 2001; Stevens; Dietsche, 2008; Williams, 2011).

Vários estudos também se debruçaram em análises específicas sobre os recursos petrolíferos, discutindo a distribuição da renda gerada, a gestão das receitas e os efeitos sobre as economias. Podem ser citados os estudos elaborados por: Alvarez (1988, 1993, 2011); Auty (2007); Basedau e Lacher (2006); Bina (1989, 1992); Holden (2013); Lima (2011); Massarrat (1980, 2001, 2006); Mommer (1988, 2003); Paulani (2012); Phillips (2008); Pistonese (1993); Sauer (2011); Sauer, Amado e Mercedes (2011); Sauer; Seger (2011); Sauer, Seger e Rico (2010); Suárez (2012); e Verbruggen (2008).

Em países com grande produção de petróleo a discussão sobre a renda petrolífera já foi abordada em muitos aspectos, mas foi apenas recentemente que a temática ganhou força no Brasil, ainda que os questionamentos sobre o assunto tenham existido há mais tempo.

Os estudos abordando a questão da renda petrolífera no Brasil ainda são escassos. Eles estão concentrados principalmente em torno da análise das políticas nacionais já adotadas para o petróleo (Hernandez-Perez, 2011; Lima, 2011, 2013a; Sauer, 2011; Sauer e Seger, 2011) e do desenvolvimento dessa indústria no país (Lucchesi, 1998; Surrey, 1987) e em torno dos royalties e sua aplicação pelos municípios (Caselli; Michaels, 2009; Costa; Santos, 2013; Postali, 2009; Postali; Nishijima, 2011, 2013). Ainda, alguns estudos já começaram a abordar o tema com alguma indicação quantitativa (Lima, 2011, 2013a, 2013b; Sauer, 2011; Suárez, 2012).

De modo geral, os modelos regulatórios podem ser agrupados em quatro tipos básicos: contratos de concessão; de partilha de produção; contrato de prestação de serviços; e monopólio estatal de produção. No Brasil, a discussão entre os regimes de concessão e partilha da produção e de sua alteração recente (a partir de 2010) tem monopolizado os debates veiculados pelos meios de comunicação. Há ainda uma proposta de adoção do regime de contratos de serviços, também previsto na legislação hoje em vigor, que considera a possibilidade de contratação direta da Petrobras, e que oferece a possibilidade de maximização do volume de recursos apropriados publicamente pelo controle sobre o ritmo de produção, visando o controle geopolítico sobre o preço do petróleo, junto com a Opep e outros exportadores. Nesse sentido há uma questão relevante na Rússia: após a queda da União Soviética grande parte da produção do petróleo passou ao controle da nova oligarquia, nos processos de privatização. O governo Putin logrou restabelecer apenas parcialmente o controle estatal. Esses produtores privados operam segundo a lógica microeconômica e não estão dispostos a compartilhar com o Governo o ônus do acordo com a Opep, visando o controle do ritmo de produção e exportação necessário para elevação dos preços.

Pelos contratos de concessão, o petróleo produzido é de propriedade da empresa que adquire o direito de explorar o bloco ofertado em leilão. É esse o tipo de contrato que tem sido utilizado para exploração de petróleo no Brasil por iniciativa do governo FHC. Após pagamento dos tributos e contribuições devidos, a empresa concessionária, vencedora da licitação, pode dispor livremente do petróleo que vier a produzir.

No contrato de partilha de produção, pelo qual todo o petróleo extraído é formalmente propriedade do Estado, este autoriza que se use parte da produção para reembolsar a empresa contratada pelos custos incorridos na exploração e produção. Essa parcela do petróleo usada para reembolso é chamada óleo-custo. Deduzidos os custos, o petróleo restante é o excedente, ou o “lucro” gerado na operação, chamado óleo-lucro. O óleo-lucro é repartido entre o Estado e a empresa contratada, no caso do Brasil, segundo o resultado do processo de licitação. Quanto maiores forem os custos, menor será o excedente de petróleo disponível para repartir com o Estado.

Interessa ao Estado, ou à Sociedade, proprietária do petróleo, apropriar-se da maior parcela possível do excedente. Mas aí há detalhes que merecem atenção. Segundo a legislação, atualmente em alteração no Congresso, a Petrobras deve deter no mínimo 30% de participação no consórcio vencedor da licitação, e assim, do contrato, assumindo o papel de operadora. Todavia, como suspeitado, e confirmado no Leilão de Libra – único realizado sob o regime de partilha até 2016 (outubro) -, os consórcios sem a Petrobras não se viabilizaram. Em parte, porque, caso vencessem a licitação, em disputa com a Petrobras, esta deveria ser incorporada ao consórcio; de outra parte, porque a Petrobras, detentora dos conhecimentos e capacidade tecnológica nas operações do pré-sal, se encontra em posição de assimetria em relação aos demais concorrentes que não lograrem acordo com ela para integrarem o consórcio. Esta é uma questão, mas a oposição ao regime de partilha não está fundada nela e sim na falsa afirmação de que a Petrobras não teria como mobilizar os recursos financeiros para os investimentos. O principal critério de competição na oferta pública é justamente a repartição do lucro e vence o leilão o quem oferecer à União a maior participação no lucro do empreendimento. Com base em seus custos de capital e estimativas de custo de operação, cada um dos concorrentes oferece ao Estado brasileiro uma parte dos lucros. Segundo a lei, o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) determina qual seria a parcela mínima da União no excedente. No caso do bloco de Libra, o requisito foi estabelecido em pelo menos 41,65%, nominais, porém sujeitos a um conjunto de condicionantes, como a produtividade dos poços e a evolução dos preços do petróleo no mercado internacional. Simulações realizadas indicam que o valor nominal definido, não será atingido na prática, no caso de Libra.

No debate em torno das atuais regras do regime de partilha de produção e também em torno da retomada total do regime de concessão também para as áreas do pré-sal, outros grupos vêm defendendo a adoção de contratos de serviço, pelos quais o governo brasileiro teria maior controle sobre as reservas e poderia contratar a Petrobras para realizar as atividades de exploração e produção. Normalmente, os contratos de serviços são firmados entre um governo e empresas petrolíferas internacionais dispostas a desempenhar as atividades de exploração e produção como prestadoras de serviços, sem direito ou controle sobre as reservas (Ghandi; Lin, 2014; Mommer, 1999).

Esse regime é adotado principalmente em países com grandes reservas de petróleo e gás, como nos membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), e em países como México e Bolívia. Esses contratos tornaram-se uma opção para os países que não desejam perder controle sobre suas reservas ou sobre o petróleo produzido, mas que precisam ou estão dispostos a aproveitar a experiência de empresas privadas e estrangeiras. É comum que cada país tenha sua própria versão do contrato de serviços e, algumas vezes, mais de uma versão (Ghandi; Lin, 2014; Mommer, 1999, 2003; Vargas, 2007).

Atualmente, os regimes regulatórios vigentes no Brasil não incorporam diretamente os contratos de serviços. No entanto, de acordo com a Constituição Federal, o Estado brasileiro tem a prerrogativa das atividades de exploração e produção de petróleo e gás, bem como de contratação de empresas para realizá-las. A lei de partilha de produção permite que os campos do pré-sal sejam ou oferecidos ao mercado, por meio de leilões, ou contratados direta e exclusivamente pela Petrobras. Além disso, uma nova empresa pública foi criada, a Petróleo S.A. (PPSA), para gerenciar a parcela que cabe ao governo no petróleo produzido nos campos de pré-sal. Considerando o disposto na Constituição Federal, a possibilidade trazida pela lei da partilha de contratação direta da Petrobras nos campos do pré-sal e também a existência da empresa PPSA, seria possível conceber um regime de contrato de serviços em que a PPSA, em nome do governo brasileiro, pudesse contratar a Petrobras como uma prestadora de serviços na área do pré-sal. A adoção desse sistema implicaria que a propriedade do óleo do pré-sal seria inteiramente do Estado brasileiro. Todas as negociações que existem hoje no regime de partilha em torno da porcentagem que cabe ao governo no óleo produzido deixariam de existir. Ao invés disso, a remuneração devida à Petrobras pelos seus serviços prestados é que seria negociada.

A diretora de Exploração Produção da Petrobras, Solange Guedes, apresentou uma visão geral do pré-sal em sua palestra intitulada “Pre-Salt: What has been done so far and what is coming ahead” em 5 de maio na 2015 Offshore Technology Conference in Houston, Estados Unidos. Guedes mostrou evolução dessa nova fronteira, os desafios que foram superados e a previsibilidade dos resultados obtidos, bem como enfatizou a viabilidade financeira do pré-sal. “Podemos garantir que o pré-sal é viável com um custo de produção de US$ 9 por barril. Se considerarmos que duas unidades de produção ainda não estão produzindo em sua capacidade total, o custo de produção será ainda menor. A nossa eficiência operacional de cerca de 92% tem contribuído significativamente para o nosso alcance desses custos baixos”, disse ela. A produção média de petróleo na camada pré-sal da bacia de Santos está agora em mais de 25 mil barris por dia (b/d). Cinco poços produzem mais de 30 mil b/d. Os campos de Sapinhoá e Lula têm poços cuja média de produção pode chegar a 40 mil b/d (Guedes, 2015). Portanto, com base nesse parâmetro, o Governo poderia remunerar a Petrobras, livre de impostos, em valor situado entre o custo direto e US$ 15/barril, que permitiria manter sua capacidade tecnológica e inovação e modernização permanentes e o Tesouro acumularia elevado excedente, como a diferença entre esta remuneração e o preço do petróleo.

O “bônus de assinatura” é um pagamento antecipado feito pelo vencedor. No caso de Libra foi de 15 bilhões de reais. O cálculo do ofertante fará o devido desconto desse bônus de sua oferta de na participação da União no óleo lucro. A exigência de um alto pagamento imediato elevado revela uma opção do Governo: ter logo muito dinheiro à mão, em detrimento do que poderia receber no futuro. Apenas uma parcela do bônus vai para o Fundo Social (criado para receber os lucros do pré-sal) e assim o Governo Federal optou por um maior pagamento à vista como alternativa para atender a necessidades fiscais imediatas, em detrimento das promessas públicas feitas de recursos para educação e saúde.

O acúmulo de uma reserva financeira maior no futuro, subjacente à ideia do Fundo Social, que poderá ser usada durante vários anos no financiamento de investimentos públicos estruturantes, evita pressão sobre a taxa de câmbio cuja apreciação estaria associada à chamada “doença holandesa”. A questão estratégica fundamental está vinculada ao ritmo de produção por dois motivos: a) a capacidade do controle sobre o mesmo é necessária para acordar cotas de produção visando manutenção ou elevação de preços do petróleo, junto com os demais exportadores; b) se é preferível produzir petróleo, por qualquer modelo, e assim exportá-lo, convertendo-o em moedas (dólar, euro, yen, yuan?) a serem investidas em fundos, aplicando seus rendimentos em investimentos sociais, como preconiza o conceito do Fundo Social, ou se é mais prudente manter o petróleo, devidamente quantificado e com capacidade de produção, via Petrobras, produzindo-o no ritmo necessário para atender a demanda interna e para gerar recursos requeridos para os investimentos sociais definidos num plano nacional de desenvolvimento econômico e social. É mais conveniente converter o petróleo em moedas e fundos financeiros, cuja gestão e controle são definidos por elites políticas, ou manter o petróleo como recurso a ser convertido em moeda segundo o orçamento de investimentos?

A cláusula de conteúdo local, isto é, a exigência da parcela mínima de equipamentos e serviços brasileiros foi criada para dinamização das cadeias produtivas internas e para a geração de emprego no país, que também vêm sendo objeto de questionamentos, como foi no leilão de Libra, por reduzirem a competição e assim causarem aumento de custos de produção.

Outra questão merecedora de profunda análise é a necessidade de controlar o ritmo de produção para permitir a coordenação com a Opep e demais países exportadores, visando o controle do preço e maximização da geração de renda, e também o modelo regulatório adotado, pois dele dependerá a repartição da destinação do excedente econômico. Nem o modelo de partilha nem o de concessão tem a flexibilidade para impor esse controle estratégico. Ambos os regimes outorgam contratos de natureza microeconômica que buscam a aceleração da produção para geração de caixa. Não está na alçada dos consorciados nesses contratos a preocupação estratégica e geopolítica, obrigação do Estado. Porém, a contratação direta da Petrobras, para preservação do interesse nacional, também está contemplada na legislação, e essa modalidade permite flexibilidade semelhante à dos contratos de serviço, onde o comando e controle do Governo sobre o ritmo de produção é absoluto.

Simulações e avaliação econômico-financeira dos campos no pré-sal e o potencial do Brasil diante de estratégias alternativas de apropriação de renda

Considerando as contribuições já realizadas no campo de estudo da renda do petróleo no Brasil, o presente trabalho traz um novo aporte ao tema, dimensionando as receitas que podem ser esperadas com a exploração das reservas da área do pré-sal pelos diversos stakeholders (empresas e entes públicos). A análise reproduz o resumo dos principais resultados do trabalho de Rodrigues (2016), que analisou os resultados econômicos que podem ser esperados com a produção em todos os campos com reservas na área do pré-sal sob distintos regimes regulatórios, de preços do barril de petróleo e de investimentos.

Para isso, foi desenvolvido um modelo composto por dois módulos: i) um módulo que simula a produção de petróleo em campos com reservatórios no pré-sal ao longo do tempo; ii) e um módulo que simula os resultados econômico-financeiros advindos dessa produção, dados distintos arranjos regulatórios e de preços a partir de cenários determinísticos. De modo geral, para simular o comportamento padrão da produção nos campos, foram utilizados os dados de localização, tamanho das reservas, produção média diária de poços na área do pré-sal e parâmetros comuns à indústria do petróleo, como unidades de produção típicas e horizontes temporais. Já para analisar os resultados financeiros, foram construídos fluxos de caixa considerando as regras de cada regime regulatório e também estimativas de custos operacionais e de investimentos tanto para unidades de produção novas, como em casos em que são aproveitadas unidades de produção existentes (plataformas e sistemas de escoamento), como é usual na indústria de óleo e gás. A metodologia detalhada, tanto para a simulação da produção, como para a análise dos resultados econômico-financeiros, pode ser consultada em Rodrigues (2016) e uma análise preliminar apenas para o campo de Libra, que serviu de referência para este trabalho, pode ser consultada em Rodrigues e Sauer (2015). Os campos analisados e suas reservas estimadas no pré-sal são apresentados na Tabela 1.

Tabela 1 Campos analisados e suas reservas estimadas em reservatórios do pré-sal 

Campo Bacia Regime Estimativa Volume in place (MM Boe) Estimativa Volume Recuperável (MM Boe)
Albacora Campos Concessão 350
Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu (antigo Entorno de Iara) Santos Cessão Onerosa 600
Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu (antigo Entorno de Iara) Santos Partilha 2.500 a 4.000
Barracuda/Caratinga/Carimbé Campos Concessão 360
Berbigão, Sururu, Oeste de Atapu (antigo Iara) Santos Concessão 1.000
Búzios (antigo Franco) Santos Cessão Onerosa 3.056
Búzios (antigo Franco) Santos Partilha 6.500 a 10.000
Carcará Santos Concessão 5.000
Itapu (antigo Florim) Santos Cessão Onerosa 467
Itapu (antigo Florim) Santos Partilha 300 a 500
Entorno de Júpiter Santos Concessão 335
Lapa (antigo Carioca) Santos Concessão 459
Libra Santos Partilha 8.000 a 12.000
Lula (antigo Tupi) e Cernambi (antigo Iracema) Santos Concessão 8.300
Marlim/Voador/Brava Campos Concessão 380
Pão de Açúcar / Seat / Gávea Campos Concessão 1.245
Papa-Terra Campos Concessão 700 a 1.000
Parque das Baleias (Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Caxaréu, Jubarte, Pirambu) Campos Concessão 1.500 a 2.000
Pau-Brasil Santos Partilha 2.500
Peroba Santos Partilha 364
Sapinhoá (antigo Guará) Santos Concessão 2.100
Sépia (antigo Nordeste de Tupi) Santos Cessão Onerosa 428
Sépia (antigo Nordeste de Tupi) Santos Partilha 500 a 700
Sépia Leste Santos Concessão 130
Sul de Lula (antigo Sul de Tupi) Santos Cessão Onerosa 128
Sul de Sapinhoá (antigo Sul de Guará) Santos Cessão Onerosa 319
Uruguá Santos Concessão 467
Xerelete Campos Concessão 1.400
TOTAL 1.867 56.621

Fonte: Adaptado de Rodrigues (2016).

Dentre os principais resultados trazidos por essa análise estão os break even prices de cada um dos campos analisados – ou seja, o menor valor de preço do barril de petróleo que torna positivo o resultado do investidor no projeto -, além dos totais da parcela governamental (bônus de assinatura, royalties, participação especial, participação da União no excedente em óleo, remuneração da União e impostos) e dos royalties que podem ser esperados com a produção de cada um dos campos. Os resultados são apresentados nas Tabelas 2 a 5.

Tabela 2 Break even price para todos os campos analisados 

Campo Bacia Regime Reserva (MM boe) Break Even Price para Nova Infraestrutura Break Even Price Reaproveitando Infraestrutura
CES C+P CON PAR S-I S-II CES C+P CON PAR S-I S-II
Atapu/ N.S.Berbigão/ N.S.Sururu SAN C+P 3.850 43,45 46,19 45,72 29,68 26,37 34,47 36,50 36,35 23,56 20,93
Berbigão/ Sururu/O. Atapu SAN CON 1.000 57,02 43,14 37,55 33,65 42,88 32,97 28,52 25,55
Búzios SAN C+P 11.306 42,81 49,83 49,42 31,66 27,57 34,23 39,69 39,56 25,34 22,06
Careará SAN CON 5.000 48,53 42,82 31,49 27,88 38,02 33,87 24,86 22,01
Itapu SAN C+P 867 44,84 61,97 59,23 40,60 36,41 33,46 45,70 44,11 30,21 27,08
Entorno de Júpiter SAN CON 335 79,55 58,51 52,37 47,03 58,81 44,04 39,14 35,14
Lapa SAN CON 459 60,98 44,46 40,00 35,91 45,08 33,44 29,84 26,78
Libra SAN PAR 10.000 55,94 52,50 30,82 27,33 46,15 43,64 24,67 21,55
Lula/ Cernambi SAN CON 8.300 47,97 44,02 31,04 27,24 37,93 35,05 24,73 21,70
Pau-Brasil SAN PAR 2.500 59,00 48,33 33,86 30,21 47,14 39,01 26,32 23,48
Peroba SAN PAR 364 77,90 56,97 47,16 42,35 59,24 43,98 35,28 31,67
Sapinhoá SAN CON 2.100 48,19 39,06 31,43 28,08 37,68 30,93 24,75 22,10
Sépia SAN C+P 1.028 43,59 55,89 54,07 36,54 32,75 33,13 42,13 41,11 27,75 24,86
Sépia Leste SAN CON 130 140,04 112,91 91,26 82,01 91,26 70,80 60,62 54,45
Sul de Lula SAN CES 128 89,87 141,28 113,95 91,88 82,57 60,36 92,10 71,49 61,07 54,85
Sul de Sapinhoá SAN CES 319 54,27 85,90 64,85 56,56 50,80 40,80 63,45 47,32 42,22 37,91
Uruguá SAN CON 467 60,48 44,08 39,81 35,74 44,63 33,09 29,69 26,65
Média Baeia de Santos Todos os cenários = 47,19 Todos os cenários = 47,19 Todos os cenários = 47,19 72,07 43,67 69,22 57,30 44,34 39,64 50,58 33,82 51,08 42,40 32,86 29,34
Média Bacia de Santos Todos os cenários = 47,19 72,07 43,67 69,22 57,30 44,34 39,64 50,58 33,82 51,08 42,40 32,86 29,34
Albaeora CAM CON 350 86,25 64,36 56,78 51,00 66,27 48,54 44,03 39,54
Barraeuda/ Caratinga/ Carimbé CAM CON 360 84,30 62,88 55,47 49,82 64,77 47,41 43,01 38,62
Marlim/ Voador/Brava CAM CON 380 81,69 58,84 53,78 48,91 62,72 45,85 41,66 38,02
Pão-de- Açúcar/Seat/ Gávea CAM CON 1.245 68,24 50,13 44,50 40,37 57,03 42,26 37,39 34,00
Papa-Terra CAM CON 850 86,35 64,22 56,52 51,31 69,28 50,25 45,66 41,56
Parque das Baleias CAM CON 1.750 70,98 52,53 46,27 41,91 58,64 43,79 38,45 34,91
Xerelete CAM CON 1.400 65,90 48,24 42,96 38,96 55,78 41,17 36,55 33,21
Média Bacia de Campos Todos os cenários = 52,21 77,67 57,31 50,90 46,04 62,07 45,61 40,96 37,12
Média Geral Todos os cenários = 48,39 72,07 43,67 71,58 57,30 46,17 41,43 50,58 33,82 54,16 43,30 35,13 31,52

Fonte: Reproduzido de Rodrigues (2016).

Tabela 3 Total da parcela governamental considerando investimentos em novas unidades de produção completas (Milhões de US$) (VPL) 

Campo Regime Barril US$ 50 Barril US$ 75 Barril US$ 100
CES C+P CON PAR S-l S-ll CES C+P CON PAR S-l S-ll CES C+P CON PAR S-l S-ll
Atapu/ N. S. Berbigão/ N.S.Sururu C+P 42.427 43.573 43.520 70.530 71.007 69.757 68.980 70.861 108.037 108.515 95.602 94.486 98.771 145.545 146.023
Berbigão/ Sururu/O. Atapu CON 11.553 8.895 19.575 19.624 18.784 15.296 30.213 30.262 26.038 22.544 40.852 40.900
Búzios C+P 103.149 115.683 115.136 187.473 191.077 164.382 183.244 187.513 287.257 290.861 225.616 251.115 260.836 387.041 390.645
Carcará CON 54.970 50.340 90.118 90.951 87.593 83.215 138.207 139.040 120.216 117.835 186.296 187.129
Itapu C+P 7.107 9.887 9.475 16.885 16.925 11.775 16.151 15.894 26.128 26.168 16.505 22.454 22.570 35.372 35.411
Entorno de Júpiter CON 3.804 2.743 6.797 6.806 6.361 4.921 10.640 10.649 8.966 7.445 14.483 14.492
Lapa CON 5.370 3.927 9.163 9.174 8.766 6.867 14.167 14.178 12.178 10.247 19.171 19.183
Libra PAR 113.794 108.984 167.343 169.846 174.192 171.649 256.342 258.845 234.709 236.268 345.341 347.844
Lula/ Cemambi CON 87.225 82.547 142.587 144.631 138.813 135.686 218.489 220.534 190.401 190.688 294.392 296.437
Pau-Brasil PAR 30.675 26.434 46.400 46.641 47.555 42.620 71.315 71.556 64.543 60.309 96.230 96.471
Peroba PAR 4.789 3.579 7.647 7.657 7.645 6.027 11.927 11.937 10.548 8.874 16.206 16.216
Sapinhoá CON 24.315 20.388 39.976 40.140 38.838 34.229 61.345 61.509 53.408 49.414 82.713 82.878
Sépia C+P 9.584 12.016 11.694 20.161 20.211 15.622 19.447 19.445 31.092 31.142 21.714 26.900 27.458 42.022 42.072
Sépia Leste CON 1.348 892 2.647 2.650 2.386 1.778 4.351 4.354 3.509 2.810 6.056 6.059
Sul de Lula CES 576 1.334 885 2.620 2.623 1.258 2.367 1.767 4.315 4.318 1.983 3.485 2.795 6.010 6.013
Sul de Sapinhoá CES 1.807 3.419 2.437 6.231 6.239 3.320 5.772 4.432 9.777 9.785 4.846 8.174 6.744 13.323 13.332
Uruguá CON 5.381 3.931 9.207 9.218 8.788 6.881 14.227 14.239 12.211 10.273 19.247 19.259
Albacora CON 3.664 2.538 6.613 6.623 6.125 4.629 10.381 10.390 8.676 7.099 14.148 14.157
Barracuda/ Caratinga/ Carimbé CON 3.776 2.626 6.791 6.801 6.305 4.771 10.645 10.654 8.915 7.307 14.499 14.508
Marlim/ Voador/Brava CON 3.905 2.726 7.036 7.045 6.534 4.963 11.001 11.009 9.231 7.582 14.965 14.973
Pão-de-Açúcar/Seat/ Gávea CON 11.924 8.776 20.648 20.706 19.591 15.391 31.996 32.054 27.266 23.044 43.343 43.402
Papa-Terra CON 7.290 5.055 13.217 13.249 12.210 9.225 20.646 20.678 17.221 14.138 28.074 28.106
Parque das Baleias CON 15.999 11.859 27.882 27.994 26.332 20.849 43.219 43.330 36.711 31.153 58.555 58.667
Xerelete CON 13.384 9.828 23.032 23.102 21.902 17.196 35.633 35.703 30.431 25.706 48.234 48.304
Total 2.383 162.267 589.078 539.215 950.579 960.940 4.578 261.536 934.681 886.105 1.461.350 1.471.710 6.829 359.437 1.281.792 1.251.910 1.972.118 1.982.481

Fonte: Extraído de Rodrigues (2016)

Tabela 4 Total da parcela governamental considerando investimentos reaproveitando plataformas e sistemas de escoamento existentes (Milhões de US$) (VPL) 

Campo Regime Barril US$ 50 Barril US$ 75 Barril US$ 100
CES C+P CON PAR S-I S-II CES C+P CON PAR S-I S-II CES C+P CON PAR S-I S-II
Atapu/ N.S.Berbigão/ N.S.Sururu C+P 44.827 44.656 45.418 70.530 70.909 70.967 70.120 73.181 108.037 108.417 96.811 95.695 101.213 145.545 145.925
Berbigão/ Sururu/O. Atapu CON 12.036 9.453 19.575 19.612 19.290 15.944 30.213 30.250 26.544 23.364 40.852 40.889
Búzios C+P 106.127 118.352 120.014 187.473 190.362 167.361 186.223 193.083 287.257 290.145 228.595 254.094 266.728 387.041 389.929
Careará CON 56.473 52.649 90.118 90.777 89.096 85.992 138.207 138.866 121.792 120.984 186.296 186.955
Itapu C+P 7.548 10.356 10.158 16.885 16.914 12.274 16.657 16.797 26.128 26.158 17.011 22.960 23.565 35.372 35.401
Entorno de Júpiter CON 4.011 2.989 6.797 6.804 6.612 5.242 10.640 10.647 9.232 7.832 14.483 14.490
Lapa CON 5.621 4.220 9.163 9.171 9.033 7.208 14.167 14.176 12.445 10.643 19.171 19.180
Libra PAR 116.256 113.118 167.343 169.581 176.773 176.350 256.342 258.580 237.290 241.225 345.341 347.579
Lula/Cernambi CON 89.485 86.142 142.587 144.218 141.073 139.830 218.489 220.121 192.660 195.098 294.392 296.024
Pau-Brasil PAR 31.559 27.710 46.400 46.588 48.544 44.230 71.315 71.503 65.532 62.132 96.230 96.418
Peroba PAR 4.998 3.832 7.647 7.655 7.897 6.360 11.927 11.934 10.815 9.269 16.206 16.214
Sapinhoá CON 25.020 21.395 39.976 40.105 39.590 35.476 61.345 61.474 54.160 50.813 82.713 82.843
Sépia C+P 10.039 12.500 12.422 20.161 20.199 16.126 19.953 20.394 31.092 31.130 22.219 27.406 28.483 42.022 42.060
Sépia Leste CON 1.459 1.070 2.647 2.649 2.589 2.015 4.351 4.353 3.748 3.093 6.056 6.058
Sul de Lula CES 778 1.445 1.062 2.620 2.622 1.502 2.570 2.002 4.315 4.317 2.230 3.722 3.071 6.010 6.012
Sul de Sapinhoá CES 2.062 3.625 2.681 6.231 6.237 3.588 6.023 4.744 9.777 9.783 5.113 8.440 7.119 13.323 13.330
Uruguá CON 5.633 4.223 9.207 9.215 9.056 7.222 14.227 14.236 12.479 10.670 19.247 19.256
Albacora CON 3.830 2.748 6.613 6.621 6.360 4.918 10.381 10.388 8.927 7.442 14.148 14.155
Barracuda/ Caratinga/ Carimbé CON 3.950 2.836 6.791 6.799 6.540 5.063 10.645 10.652 9.166 7.651 14.499 14.506
Marlim/ Voador/Brava CON 4.098 2.954 7.036 7.043 6.781 5.258 11.001 11.007 9.484 7.927 14.965 14.971
Pão-de- Açúcar/Seat/ Gávea CON 12.298 9.181 20.648 20.696 19.972 15.879 31.996 32.044 27.682 23.623 43.343 43.391
Papa-Terra CON 7.606 5.412 13.217 13.243 12.588 9.685 20.646 20.671 17.631 14.690 28.074 28.099
Parque das Baleias CON 16.518 12.459 27.882 27.973 26.897 21.533 43.219 43.310 37.288 32.000 58.555 58.646
Xerelete CON 13.754 10.237 23.032 23.090 22.283 17.668 35.633 35.691 30.831 26.286 48.234 48.292
Total 2.840 168.541 605.539 564.383 950.579 959.083 5.090 266.728 952.520 916.074 1.461.350 1.469.853 7.343 364.636 1.300.023 1.284.921 1.972.118 1.980.623

Fonte: Extraído de Rodrigues (2016).

Tabela 5 Royalties em todos os campos (Milhões de US$) (VPL) 

Campo Regime Cenário – Barril US$ 50 Cenário – Barril US$ 75 Cenário – Barril US$ 100
CES C+P CON PAR S-l S-ll CES C+P CON PAR S-l S-ll CES C+P CON PAR S-l S-ll
Atapu/ N. S. Berbigão/ N.S.Sururu C+P 11.129 7.947 11.921 11.921 11.921 16.693 11.921 17.882 17.882 17.882 22.258 15.895 23.842 23.842 23.842
Berbigão/ Sururu/O. Atapu CON 2.254 3.381 3.381 3.381 3.381 5.072 5.072 5.072 4.508 6.762 6.762 6.762
Búzios C+P 27.360 21.143 31.714 31.714 31.714 41.040 31.714 47.571 47.571 47.571 54.721 42.286 63.429 63.429 63.429
Careará CON 10.189 15.284 15.284 15.284 15.284 22.926 22.926 22.926 20.379 30.568 30.568 30.568
Itapu C+P 2.217 1.959 2.938 2.938 2.938 3.326 2.938 4.407 4.407 4.407 4.435 3.917 5.876 5.876 5.876
Entorno de Júpiter CON 814 1.222 1.222 1.222 1.222 1.832 1.832 1.832 1.629 2.443 2.443 2.443
Lapa CON 1.060 1.590 1.590 1.590 1.590 2.386 2.386 2.386 2.121 3.181 3.181 3.181
Libra PAR 18.858 28.287 28.287 28.287 28.287 42.430 42.430 42.430 37.715 56.573 56.573 56.573
Lula/Cernambi CON 16.083 24.124 24.124 24.124 24.124 36.186 36.186 36.186 32.166 48.248 48.248 48.248
Pau-Brasil PAR 5.279 7.919 7.919 7.919 7.919 11.878 11.878 11.878 10.558 15.837 15.837 15.837
Peroba PAR 907 1.360 1.360 1.360 1.360 2.040 2.040 2.040 1.814 2.720 2.720 2.720
Sapinhoá CON 4.528 6.792 6.792 6.792 6.792 10.187 10.187 10.187 9.056 13.583 13.583 13.583
Sépia C+P 2.780 2.316 3.474 3.474 3.474 4.170 3.474 5.211 5.211 5.211 5.560 4.632 6.948 6.948 6.948
Sépia Leste CON 361 542 542 542 542 813 813 813 722 1.084 1.084 1.084
Sul de Lula CES 359 359 539 539 539 539 539 808 808 808 718 718 1.078 1.078 1.078
Sul de Sapinhoá CES 751 751 1.127 1.127 1.127 1.127 1.127 1.691 1.691 1.691 1.503 1.503 2.254 2.254 2.254
Uruguá CON 1.064 1.596 1.596 1.596 1.596 2.393 2.393 2.393 2.127 3.191 3.191 3.191
Soma Bacia de Santos 1.110 43.486 95.872 143.810 143.810 143.810 1.666 65.229 143.810 215.713 215.713 215.713 2.221 86.974 191.746 287.617 287.617 287.617
Albacora CON 798 1.197 1.197 1.197 1.197 1.796 1.796 1.796 1.596 2.395 2.395 2.395
Barracuda/ Caratinga/ Carimbé CON 817 1.225 1.225 1.225 1.225 1.837 1.837 1.837 1.633 2.450 2.450 2.450
Marlim/Voador/ Brava CON 840 1.260 1.260 1.260 1.260 1.890 1.890 1.890 1.680 2.520 2.520 2.520
Pão-de- Açúcar/Seat/ Gávea CON 2.404 3.607 3.607 3.607 3.607 5.410 5.410 5.410 4.809 7.213 7.213 7.213
Papa-Terra CON 1.574 2.361 2.361 2.361 2.361 3.541 3.541 3.541 3.148 4.722 4.722 4.722
Parque das Baleias CON 3.250 4.874 4.874 4.874 4.874 7.312 7.312 7.312 6.499 9.749 9.749 9.749
Xerelete CON 2.670 4.005 4.005 4.005 4.005 6.008 6.008 6.008 5.340 8.010 8.010 8.010
Soma Bacia de Campos 12.353 18.529 18.529 18.529 18.529 27.794 27.794 27.794 24.705 37.059 37.059 37.059
Soma Total 1.110 43.486 108.225 162.339 162.339 162.339 1.666 65.229 162.339 243.507 243.507 243.507 2.221 86.974 216.451 324.676 324.676 324.676

Fonte: Extraído de Rodrigues (2016).

Todos os valores foram calculados tanto para o caso de investimentos em novas unidades de produção completas, como para o caso em que são aproveitadas plataformas e sistemas de escoamento já existentes, conforme a metodologia que pode ser consultada em Rodrigues (2016).

Com relação aos break even prices é possível verificar que a média é menor no caso dos campos da bacia de Santos, devido à maior produção dos poços e também ao tamanho das reservas, que são em sua maioria maiores que às identificadas na bacia de Campos. No caso específico do campo de Libra, os break even prices são mais altos do que os da maioria dos campos na bacia de Santos com reserva superior a 1 bilhão de barris de óleo equivalente, já que o bônus de assinatura pago pelo campo de Libra (de R$ 15 bilhões) onera o projeto.

Com relação ao total da parcela governamental, é possível verificar que ela é maior em todos os casos no cenário de investimento com reaproveitamento de infraestruturas, com exceção do regime de serviços por incentivos, que será explicado mais adiante. Isso ocorre, pois, com o reaproveitamento de infraestruturas, a receita tributável do empreendedor do projeto é mais elevada e, consequentemente, são mais elevados os impostos recebidos pelo governo. Além disso, no caso do regime de partilha de produção, a participação da União no excedente em óleo também é mais elevada, pois o custo em óleo vinculado ao Capex do projeto é menor. No caso do regime de serviços (sem incentivos), o valor total da parcela governamental é o mesmo nos dois cenários de investimentos, já que a diferença nos investimentos em capital aparece apenas no resultado final da União como investidora no projeto. A parcela denominada de “remuneração da União” é parte da receita líquida que não foi paga à Petrobras como prestadora de serviços e permanece a mesma nos dois cenários. Essa parcela entra como receita positiva no fluxo de caixa da União para então ser calculado o valor presente líquido de sua atuação como investidora no projeto. Já no caso do regime de serviços por incentivos, o valor total da parcela governamental é diferente nos dois cenários de opção de investimento em capital, pois os incentivos à diminuição de custos por produção de cada barril estão vinculados aos investimentos totais no projeto. Assim, o valor de incentivo, que compõe a parcela “remuneração da União”, é menor no cenário de investimento com reaproveitamento de infraestruturas, pois o investimento total em capital é menor nesse caso. Em ambos os cenários de investimentos em capital (infraestrutura) não há diferença nos montantes arrecadados pelo governo como royalties em todos os regimes regulatórios e participação especial no regime de concessões.

De modo geral, os regimes que geram maior receita governamental são os regimes de serviços e serviços por incentivos, já que, além de royalties e impostos, a maior parte do valor da produção permanece com a União. Nesses dois regimes, a União também tem um grande dispêndio no fluxo de caixa, já que é a investidora no projeto, mas, ainda assim, sua remuneração permite que obtenha um resultado final em valor presente líquido favorável e com break even prices mais baixos do que aqueles encontrados para os outros regimes em todos os campos analisados.

Após os regimes de serviços, os regimes de concessões e de partilha de produção alternam-se no posto daquele que gera maior receita governamental. O regime de concessões, na maior parte dos casos, gera maior renda, já que ele traz maior parcela governamental, com exceção do caso dos campos contratados sob um regime misto de cessão onerosa e de partilha de produção e dos campos de Libra e Lula e Cernambi, para os quais em alguns cenários de preços do barril de petróleo o regime de partilha de produção traz maior receita ao governo, pois são aqueles com as maiores reservas dentre os analisados.

De fato, a tendência que se verifica nas simulações econômico-financeiras é que, apesar de o regime de concessões ser mais favorável em termos de parcela governamental na maioria dos casos, a diferença entre essa receita e aquela trazida pelo regime de partilha de produção fica cada vez menor conforme os preços do petróleo aumentam. Isso porque os preços do petróleo influenciam diretamente na porcentagem de participação da União no excedente em óleo no regime de partilha, portanto, quanto maior o preço do barril, maior é a participação da União e com isso a receita governamental se aproxima daquela trazida pelo regime de concessões. Isso se aplica a todos os campos analisados, mas se exacerba nos casos de Lula e Cernambi e de Libra, por conta do tamanho de suas reservas, até o ponto em que o regime de partilha de produção se torna mais favorável nos cenários de preços mais elevados. Essa tendência pode ser verificada na Figura 4, que mostra a diferença entre o somatório dos royalties e da participação da União no excedente em óleo no regime de partilha de produção e o somatório dos royalties e da participação especial no regime de concessões para vários campos selecionados.

Fonte: Extraído de Rodrigues (2016).

Figura 4 Diferença entre a soma de royalties e participação da União no excedente em óleo no regime de partilha de produção e a soma de royalties e participação especial no regime de concessões. 

Pela Figura 4 é possível visualizar que, quanto maior a reserva do campo, menor é a diferença entre as participações governamentais no regime de concessões e de partilha de produção conforme aumentam os preços do barril de petróleo. Em alguns casos, a arrecadação do regime de partilha de produção ultrapassa a arrecadação do regime de concessões, conforme os preços do barril aumentam.

Com relação aos royalties, tem-se que para campos com contrato de cessão onerosa (Sul de Lula e Sul de Sapinhoá) e com contratos de cessão onerosa e de partilha de produção para os volumes excedentes (Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu, Búzios, Itapu e Sépia), pode-se esperar a geração total de royalties que variam entre US$ 44,6 bilhões até US$ 89,2 bilhões, quando o preço do barril de petróleo chega a US$ 100. Para os demais campos na bacia de Santos, no caso do regime de concessões o somatório dos royalties está entre US$ 95,9 bilhões e US$ 191,7 bilhões. No caso do regime de partilha de produção, de serviços e de serviços com incentivos – que aplicam a mesma alíquota de royalties sobre a produção -, o somatório dos royalties para esses campos fica entre US$ 143,8 bilhões e US$ 286,6 bilhões. Para os Campos na bacia de Campos, o valor total estimado em royalties no regime de concessões está entre US$ 12,4 bilhões e US$ 24,7 bilhões. No caso dos outros regimes regulatórios, o valor de royalties para os campos dessa bacia está entre US$ 18,5 bilhões e US$ 37,1 bilhões. De modo geral, tem-se, portanto, que o valor total de royalties é 50% maior nos regimes de partilha de produção, serviços e serviços com incentivos, do que o valor de royalties no regime de concessões, por conta das alíquotas que são aplicadas, de 15% nos primeiros e de 10% no regime de concessões.

Atualmente, a distribuição dos royalties entre os diversos entes públicos ainda permanece incerta, por conta das mudanças nas regras de distribuição inseridas nos anos recentes por alguns instrumentos jurídicos e posterior suspensão das novas regras. De todo modo, a Lei n.12.858 de 2013 definiu que sejam destinados para as áreas da saúde (25%) e da educação (75%) os royalties arrecadados a partir da produção em mar de campos que tiveram sua declaração de comercialidade declarada a partir de 3 de dezembro de 2012. Desde essa data até o presente, os seguintes campos com reservas no pré-sal tiveram declarada sua comercialidade: Sépia Leste, Atapu, Oeste de Atapu, Sul de Sururu, Norte de Sururu, Sul de Berbigão, Norte de Berbigão, Berbigão, Sururu, Sul de Sapinhoá, Itapu, Sépia, Lapa, Búzios, Sul de Lula, Libra, Carcará, Entorno de Júpiter, Pão de Açúcar/Seat/Gávea, Pau-Brasil e Peroba (Rodrigues, 2016). A partir desses campos, foi realizada uma estimativa dos royalties que podem ser esperados para as áreas da saúde e da educação nos próximos anos, conforme apresentado na Tabela 6. Com a produção nos campos do pré-sal podem ser esperados recursos para a área da saúde entre US$ 24,8 bilhões e US$ 49,6 bilhões nos próximos 30 anos. Já para a área da educação, os recursos estimados estão entre US$ 73,8 bilhões e US$ 148,9 bilhões.

Tabela 6 Destinação esperada de royalties para as áreas de saúde e educação (US$ Milhões – VP) 

Campo Cenário – Barril US$ 50 Cenário – Barril US$ 75 Cenário – Barril US$ 100
Saúde Educação Saúde Educação Saúde Educação
Sépia Leste 90 271 136 407 181 542
Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu 2.782 8.347 4.173 12.520 5.565 16.694
Berbigão, Sururu, Oeste de Atapu 564 1.691 845 2.536 1.127 3.381
Sul de Sapinhoá 188 563 282 845 376 1.127
Sul de Lula 90 269 135 404 180 539
Itapu 554 1.663 832 2.495 1.109 3.326
Sépia 695 2.085 1.043 3.128 1.390 4.170
Lapa 265 795 398 1.193 530 1.591
Búzios 6.840 20.520 10.260 30.780 13.680 41.041
Libra 7.072 21.215 10.608 31.823 14.143 42.430
Carcará 2.547 7.642 3.821 11.463 5.095 15.284
Entorno de Júpiter 204 611 306 917 407 1.222
Pão de Açúcar, Seat, Gavea 601 1.803 902 2.705 1.202 3.607
Pau-Brasil 1.980 5.939 2.970 8.909 3.959 11.878
Peroba 340 340 510 1.530 680 2.040
Total 24.811 73.753 37.217 111.652 49.623 148.870

Fonte: Extraído de Rodrigues (2016).

A função da Petrobras: disputa entre interesses conflitantes e por estratégias alternativas

Existe um conjunto de interesses conflitantes em relação à função da Petrobras na Sociedade. De um lado, estão seus acionistas, que buscam a valorização da empresa por meio da aceleração da produção a preços elevados, visando obter maiores dividendos e aumento na cotação das ações. De outro lado, estão os consumidores de derivados de petróleo, sempre em busca de preços mais baixos. Há também a própria população, pouco consumidora de derivados, mas que vê na Petrobras um instrumento de geração de renda para ser investida em finalidades sociais, graças à sua capacidade tecnológica e gerencial. Ainda em torno da função da Petrobras, estão os interesses dos integrantes do Governo, partidos e base aliada, que têm sistematicamente buscado a instrumentalização da empresa para seus propósitos de manutenção do poder e enriquecimento pessoal, indicando e nomeando despachantes de seus interesses para funções de direção. Por fim, há um conjunto de interesses externos, que une empresas e Governos estrangeiros, vinculados aos países da OCDE e China, que tem por objetivo aceder a recursos de petróleo, como aqueles na área do pré-sal, visando acelerar sua produção e a redução do seu preço, propiciando o aumento de sua prosperidade e bem-estar.

De modo particular, as antigas empresas internacionais de petróleo – originadas das chamadas Sete Irmãs, primas e descendentes – tiveram uma forte redução no acesso às reservas de petróleo e, por isso, vêm atuando de forma estruturada para ter acesso a reservas em novas fronteiras, das quais a mais importante em escala mundial é a do pré-sal. Um exemplo é a aquisição da British Gas (BG) pela Shell, cuja motivação principal foi a ampliação da participação em reservas, principalmente no pré-sal. Da mesma forma, a Statoil, estatal norueguesa, adquiriu o campo de Carcará, com cerca de 1 bilhão de barris. As petrolíferas chinesas também vêm buscando reservas, e por essa razão, ao lado da Total (francesa) e da Shell, foram vencedoras no leilão do campo de Libra.

Diante desse rol de interesses, questões fundamentais para análise são: Qual o papel da Petrobras para o país e a Sociedade? A Petrobras está realmente “quebrada”, como vem sendo anunciado, incapaz de liderar a produção do petróleo brasileiro? A subordinação à lógica da hegemonia financeira empresarial é única forma de viabilizar os investimentos, como afirmam alguns analistas do mercado, com ampla divulgação nos meios de comunicação de massa?

Para contribuir com a análise dessas questões, esta seção se baseia principalmente nos dados e informações do documento produzido por técnicos do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), divulgado em setembro de 2016 (Reage Cenpes, 2016), que analisa, dentre outros, o novo Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2017-2021 (PNG 2017-2021), que define a estratégia da empresa, e que apresentou um foco claro na redução das dívidas, buscando a alavancagem da companhia nos próximos anos. A dívida da Petrobras (acima dos US$ 120 bilhões) e o mito de que ela está “quebrada” são usados como justificativa para transformá-la em uma empresa de óleo apenas (incluindo o gás natural), com ênfase potencial na exportação de óleo cru, e que, associada a “parceiras”, poderia alcançar uma produção diária de 3,4 milhões de barris de óleo e gás em 2021 (Reage Cenpes, 2016).

O crescimento da dívida está vinculado a um conjunto de fatores, destacando-se: 1) a política equivocada de congelamento dos preços dos derivados de petróleo, sem respaldo da legislação, que foi imposto pelo Governo e aceito pela Petrobras por diversos anos, mas com recrudescimento entre 2011-2015, para supostamente controlar a inflação e também para gerar benefícios aos consumidores de derivados, integrantes da fração mais afluente da Sociedade, o que gerou um prejuízo de cerca de R$ 100 bilhões, ou cerca de 20 bilhões de dólares a cambio corrente; 2) investimentos fora de padrões técnicos e gerenciais aceitáveis e irrecuperáveis, como os da Refinaria Abreu e Lima no Nordeste (da ordem de 20 bilhões de dólares, quando, para a capacidade instalada, o máximo recuperável seria da ordem de 7 bilhões de dólares, ocasionando uma perda de 13 bilhões de dólares) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) (estimados em cerca e 40 bilhões de dólares, com expectativa de recuperação inferior a 14 bilhões dólares, implicando prescrição de valor da ordem de 26 bilhões de dólares). Esses dois fatores ocasionam um endividamento irrecuperável da ordem de 60 bilhões de dólares, metade da dívida empresarial. Essas ações deletérias guardam vínculo direto com a instrumentalização da Petrobras para, de forma delituosa, atender propósitos da base econômica e política de apoio ao chamado Governo de coalização.

Outros fatores conjunturais também afetam o equilíbrio financeiro temporário da Petrobras, como: investimentos de cerca de R$ 424,65 bilhões entre 2010 e 2014 por conta das perspectivas do pré-sal; e também a redução acentuada nos preços do petróleo (de US$ 130 para menos US$ 50 o barril), vinculada a questões de ordem geopolítica e estratégica, substancialmente ligadas à coesão interna da Opep e a ação estruturada da OCDE, liderada pelos Estados Unidos, com apoio da China. Todavia a Petrobras apresenta um índice de reposição de reservas acima de 100% há 23 anos. Além disso, foi a única empresa entre os grandes do petróleo a apresentar crescimento produtivo entre os anos de 2006 e 2014 (Reage Cenpes, 2016).

A venda de ativos vem desmontando o caráter de empresa integrada, o que contribuirá para transformar a Petrobras em uma empresa subordinada aos interesses de certos grupos que a disputam, como as elites do país e seus aliados internacionais, afastando-a do papel de instrumento de transformação da realidade social do Brasil. A melhor forma de destruir uma empresa é adquirir e constituir ativos em períodos de alta dos preços e vendê-los em períodos de baixa. A Petrobras está fazendo isso. A mudança do cenário dos preços internacionais indica que as receitas das privatizações – para amortizar a dívida da Companhia no curto prazo – deve ser de longe inferiores aos ganhos futuros. Isso é percebido nos valores depreciados de venda dos ativos: 49% de participação na Gaspetro por R$ 1,93 bilhões; 90% de participação na NTS por US$ 5,2 bilhões; a área de Carcará, com cerca de 1 bilhão de barris, por US$ 2,5 bilhões, o que garante cerca de 2,5 dólares por barril, valor extremamente baixo quando comparado aos valores pagos pela cessão onerosa, no processo de capitalização, que foi de cerca de 8,7 dólares por cada um dos 5 bilhões de barris contratados. O plano de desconstrução da empresa integrada também prevê sua retirada integral da produção de biocombustíveis, da distribuição de GLP (gás de cozinha), da produção de fertilizantes e de sua participação na petroquímica, sob a alegação de preservar as competências tecnológicas em áreas com maior potencial de desenvolvimento (Reage Cenpes, 2016). A saída da empresa do setor de biocombustíveis foi justificada pelo entendimento de que a Petrobras não seria o melhor operador desse tipo de produto, já que o etanol é um produto basicamente agrícola e que, portanto, estaria fora da área de expertise da empresa (Reage Cenpes, 2016).

Como empresa integrada de energia, as receitas da Petrobras não têm somente vinculação direta com o preço internacional do barril, mas também com os preços dos combustíveis no mercado interno, que deveriam acompanhar os preços internacionais, segundo a lei, e também as suas atividades no setor elétrico, gás natural e outras fontes (Reage Cenpes, 2016). Outras empresas de petróleo se converteram em empresas integradas com o objetivo de se beneficiar, simultaneamente, das atividades de exploração e produção de petróleo, sendo capazes assim de gerar elevados excedentes econômicos, e também da atuação em outros setores, como o gás natural, fontes renováveis, eletricidade e petroquímica, tornando-as capazes de estabilizar suas receitas, embora sob lucros médios, típicos do capitalismo concorrencial. Agora a Petrobras redefine sua atuação, voltando a ser uma empresa apenas de produção de óleo, ignorando estes fatores estratégicos e reforçando seu papel de empresa subordinada ao caráter financeiro, sem vínculo com a função estratégica do país.

A Braskem – que foi criada em agosto de 2002, pela integração de empresas do grupo Odebrecht e do Grupo Mariani – é hoje a maior produtora de resinas termoplásticas das Américas, é líder mundial na produção de biopolímeros, é a maior produtora de polipropileno nos Estados Unidos e é a única petroquímica integrada de primeira e segunda geração de resinas termoplásticas no Brasil (Reage Cenpes, 2016). A integração e consolidação estratégica da petroquímica no Brasil foi conduzida pela Petrobras, mas, no fim, o governo Lula impôs a hegemonia do grupo Odebrecht contra as manifestações de dirigentes da Petrobras. Agora, completando esse processo, a Petrobras se afasta do negócio, depois de assumir o ônus de viabilizá-lo. É esse o papel da empresa? Criar espaço para grupos privados em detrimento de renda para investimentos públicos?

Na área de gás natural, a proposta que se coloca de “maximizar a geração de valor da cadeia do gás”, somada à busca de uma “participação relevante no gás como energia de transição para uma sociedade de baixo carbono” consta dos discursos (Reage Cenpes, 2016). No entanto, a Petrobras tem vendido seus ativos na cadeia de forma acelerada, à exemplo dos casos da Gaspetro e da NTS, além de ser prevista a privatização da NTN, cuja venda é planejada para 2017 (Reage Cenpes, 2016).

A participação da Petrobras de 66% no bloco exploratório BM-S-8, onde está localizado o campo de Carcará, no pré-sal da bacia de Santos, foi vendida por US$ 2,5 bilhões para a estatal norueguesa Statoil, a serem pagos em duas partes iguais, e a segunda está condicionada à unitização do campo (que extrapola para áreas contíguas) (Reage Cenpes, 2016). De acordo com a Statoil, “trata-se de uma descoberta de primeira classe, com óleo de alta qualidade em torno de 30º API e gás associado em um reservatório espesso com excelentes propriedades” (Reage Cenpes, 2016). A Statoil estima que os volumes recuperáveis do bloco BM-S-8 sejam entre 700 milhões e 1,3 bilhão de barris de óleo equivalente, isso quer dizer que o valor da venda indica que as reservas foram avaliadas a um preço médio entre US$ 3 e US$ 5 por barril (Reage Cenpes, 2016).

Durante a apresentação do PNG 2017-2021 não foram explicitadas a questão da venda de 51% da BR Distribuidora e a da Transpetro. Em 2015, a BR Distribuidora registrou prejuízo de R$ 1,16 bilhão, embora o lucro bruto gerado com a venda de produtos e serviços tenha sido de R$ 7,262 bilhões (Reage Cenpes, 2016). O que impactou o lucro líquido foram as dívidas das empresas do setor elétrico, que atuam no Sistema Isolado, basicamente na região Norte do país, e o chamado “impairment“, no valor de R$ 298 milhões, referentes às operações abaixo da capacidade instalada da base de Cruzeiro do Sul, no Acre, além de R$ 555 milhões referentes às autuações fiscais de ICMS (Reage Cenpes, 2016). Ou seja, mesmo com essa situação negativa do lucro líquido, a venda do controle da BR representa uma grande perda, tanto por sua presença estratégica em todo país, como pelo fato dela ser credora de R$ 5,4 bilhões devidos pela Eletrobras, além do fato de que um controlador privado fará o controle de preços dos combustíveis e lubrificantes no país (Reage Cenpes, 2016). Com relação à Transpetro, que tem mais de 14 mil quilômetros de oleodutos e gasodutos, 47 terminais e 56 navios, em 2015, sua receita operacional bruta foi de R$ 9,549 bilhões e o lucro líquido de R$ 1,033 bilhão (Reage Cenpes, 2016). De acordo com notícias na imprensa, deve haver uma reestruturação dos ativos da empresa, para facilitar sua venda, mas, ainda assim, 98% do seu faturamento vêm de serviços prestados à Petrobras, tornando-a altamente dependente de sua controladora (Reage Cenpes, 2016).

Além da retirada da empresa de atividades importantes, em contradição ao reconhecimento de que a força de trabalho da Petrobras é o seu grande valor, foi apresentado o plano de redução do número de empregados próprios em 9.270, além dos 9.670 previstos para desligamento até meados de 2017 (Reage Cenpes, 2016). A redução dos prestadores de serviços foi de 114 mil desde dezembro de 2014 (Reage Cenpes, 2016). Pelos incentivos e pela natureza dos planos, grande parte dos talentos dispensados vai atuar em empresas concorrentes. Como a Petrobras pode se manter na vanguarda diante da perda em massa de parte relevante de seu maior valor?

O modelo de desenvolvimento de conhecimento da Petrobras, concentrado no Cenpes e em sua equipe, foi indutor de capacidade tecnológica da empresa. Resultado disso, por exemplo, foi quando, em maio de 2015, a Petrobras recebeu pela terceira vez o prêmio OTC (Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions), reconhecendo as tecnologias desenvolvidas para a produção na área do pré-sal (Reage Cenpes, 2016). Esse prêmio é o maior reconhecimento que uma empresa de petróleo pode receber na qualidade de operadora offshore. No entanto, a Engenharia Básica, responsável pela criação e o desenvolvimento do mercado brasileiro de fornecimento de bens e serviços destinados ao setor de óleo e gás, saiu da estrutura do Cenpes, representando uma total descaracterização e perda de competências na Petrobras para a gestão de grandes empreendimentos e desenvolvimento de tecnologias (Reage Cenpes, 2016).

A submissão da Petrobras, dada sua dimensão técnica e produtiva, à lógica financeira convencional é desnecessária e prejudicial ao país. Exemplos de intervenção pública em instituições de porte essencial ao sistema econômico quando essas estão em risco comprovam que não há necessidade de prosseguir com esta subordinação. Um exemplo é o da empresa General Motors (GM), que foi estatizada para evitar sua falência e, depois de seu saneamento e estabilização, foi vendida pelo Governo dos Estados Unidos no mercado de capitais com ganhos econômicos. Alternativas similares para a Petrobras e sua cadeia produtiva estão disponíveis e podem ser implementadas para alavancar a atividade econômica. Basta a ação política para implementar a solução não convencional. O país dispõe de reservas internacionais da ordem de 370 bilhões de dólares, que custam ao Tesouro Nacional à taxa Selic e rendem juros negativos. Desses, cerca de US$ 250 bilhões estão emprestados ao Governo dos Estados Unidos a juros inferiores à taxa de inflação. O país poderia criar ou revigorar o fundo soberano com parte desses recursos – algo em torno de 100 bilhões de dólares -, que permaneceriam denominados em dólar e sediados no exterior, e comprar títulos da Petrobras e também suas ações na Bolsa de Nova York e de São Paulo. Esse investimento teria rendimento superior ao obtido hoje e permitiria à Petrobras manter seus ativos, ampliar sua atuação como empresa integrada de energia e alavancar a cadeia produtiva energética.

Para normalizar a atuação de empresas fornecedoras, o Governo brasileiro deveria seguir o exemplo do Governo dos Estados Unidos: desapropriar todas as empresas comprometidas com condutas ilegais, instituir governança corporativa e gestão profissional e, em seguida, pulverizar seu capital vendendo ações em bolsa, podendo até repassar parte do ganho a um truste que poderia, depois de pagas as indenizações devidas, pagar o saldo aos atuais controladores. Afinal, mais do que ativos privados dos controladores, as empresas são uma construção social da Sociedade brasileira e sua propriedade deve ter como prioridade, como preceito constitucional, cumprir uma função social. Além de democratizar o capital, haveria uma redução do poder das oligarquias controladoras sobre a manipulação do sistema político. Países como a China, e também o Japão, estão em busca de investimentos rentáveis e associações estratégicas para suas imensas reservas. A China tem feito aportes bilionários à Venezuela, a serem pagos em petróleo, a preços internacionais, em longo prazo. Seria possível também negociar solução semelhante para o país, tendo a Petrobras como agente principal. Afinal, já estão assegurados recursos superiores a 100 bilhões de barris de petróleo e seria possível capturar até mais de 100 bilhões de dólares, para financiar a produção e pagamento com petróleo a preços internacionais em longo prazo. Soluções fora do esquema ortodoxo são factíveis: não falta financiamento para quem detém recursos como os do pré-sal e capacidade produtiva como a da Petrobras; afinal o barril de petróleo tem um custo direto da ordem de 10 dólares e seu preço situa-se em torno de 50 dólares hoje, com perspectivas de retorno a patamares elevados – caso a Opep volte a atuar em parceria com grandes exportadores, não integrantes da organização, como a Rússia e, possivelmente, Canadá, México e Brasil.

Esses caminhos exigem uma atuação estratégica do Governo e uma articulação geopolítica ao invés da submissão à ordem ditada pela hegemonia do Sistema Financeiro Internacional convencional. Mas a lógica e os caminhos escolhidos pelo governo Temer e pela direção da Petrobras insistem na solução convencional ortodoxa, prejudicial ao país.

Conclusões e reflexões finais

A partir da revisão do contexto geopolítico e estratégico do petróleo como fonte de energia prevalecente hoje no mundo, o trabalho demonstrou os desafios e oportunidades associados à descoberta dos recursos do pré-sal brasileiro, além de analisar a importância do papel da Petrobras, concluindo pela necessidade de um exame crítico sobre a atual estratégia nacional no que diz respeito à identificação, caracterização e quantificação das reservas e à definição do ritmo de produção e exportação, em coordenação com a Opep e demais países exportadores, o que implica a revisão do regime regulatório vigente, com o objetivo de garantir geração de recursos a serem investidos, de acordo com um plano nacional de desenvolvimento econômico e social. Nem o modelo de concessão nem o de partilha de produção se ajusta para garantir a hegemonia do interesse público, configurando-se a contratação direta da Petrobras, autorizada pela lei vigente, como a mais adequada por permitir a flexibilidade semelhante à dos contratos de serviços, onde prevalece o comando do Estado sobre a produção e exportação do petróleo.

As simulações econômico-financeiras desenvolvidas em Rodrigues (2016) trouxeram uma análise dos break even prices, das parcelas governamentais totais e dos royalties, especificamente, para cada campo no pré-sal, sob os distintos cenários regulatórios, de preços do barril de petróleo e de investimentos, mostrando quais modelos regulatórios trazem mais receitas ao poder público, ou seja, ao proprietário último dos recursos petrolíferos do país.

Essas simulações foram feitas para os campos já conhecidos, que tem potencial estimado em cerca de 56 bilhões de barris. Assim, considerando que pelo menos o dobro, ou seja, cerca de 100 bilhões de barris, já estaria assegurado, os resultados econômico-financeiros podem ser extrapolados, seja para os 100 bilhões de barris, ou mesmo 200 ou 300 bilhões, cujas determinação e quantificação ainda dependem da conclusão do processo exploratório, que deveria ser prioridade do Governo, antecedendo qualquer plano estratégico para o pré-sal e o plano de aplicação dos potenciais recursos em um projeto de desenvolvimento econômico e social do país.

Os resultados das simulações apontaram para break even prices, valores médios nas reservas da bacia de Santos (excluídos os campos de Sépia Leste, Sul de Lula e Sul de Sapinhoá que devem fazer parte de processos de unitização) de US$ 57,82 por barril no caso do regime de concessões, de US$ 48,74 por barril no regime de partilha de produção, de US$ 36,72 por barril no regime de serviços e de US$ 32,75 por barril no regime de serviços com incentivos. Esses valores indicam que a produção dos campos no pré-sal é viável financeiramente nesses patamares de preços do barril de petróleo, mesmo com a necessidade de altos investimentos em capital para novas unidades de produção. Essa constatação é importante, pois desde as descobertas das reservas na área do pré-sal existe um grande debate nacional acerca da viabilidade econômica dessas reservas e também a veiculação de matérias na mídia e afirmações de especialistas no setor que indicavam a não viabilidade econômica. Além disso, os resultados dos break even prices indicam viabilidade financeira ainda mais favorável sob um cenário de investimento em capital que considera o reaproveitamento de infraestruturas existes, como a adaptação de FPSO e o uso de navios aliviadores que operam em outros campos. Nessa situação, para a bacia de Santos (excluindo os campos de Sépia Leste, Sul de Lula e Sul de Sapinhoá), os valores médios de break even price encontrados são de US$ 33,82 por barril para o regime de cessão onerosa combinado com partilha de produção para volumes excedentes, de US$ 44,40 por barril no regime de concessões, de US$ 37,94 por barril no regime de partilha de produção, de US$ 28,19 por barril no regime de serviços e de US$ 25,11 por barril no regime de serviços com incentivos.

De modo geral, os menores break even prices são encontrados nos casos dos regimes de serviços com incentivos e de serviços, já que neles a União, como investidora no projeto, apesar de dispender investimentos, tem uma elevada receita, pois detém a maior parte do valor de produção nos campos. À parte dos regimes de serviços, aquele que apresenta menor break even price é o regime de cessão onerosa com partilha de produção, nos campos em que ele se aplica e, para os demais campos, é o regime de partilha de produção. Isso indica que da óptica do investidor, esses regimes são os mais favoráveis.

Isso leva à discussão sobre quais são os regimes regulatórios mais favoráveis em termos de receita para o poder público. O regime de partilha de produção foi introduzido no país no ano 2010 em meio a um debate nacional sobre a necessidade de garantir ao Estado brasileiro maior participação nos recursos advindos da exploração das reservas na área do pré-sal. No entanto, conforme apontam os resultados, da forma como vem sendo aplicado (no caso do campo de Libra, por exemplo), ele não garante maior participação governamental. Em todos os casos, os regimes que garantem maior parcela governamental são os regimes de serviços com incentivos e serviços, já que nesses casos a maior parte do valor da produção permanece com o Estado. Isso porque os regimes de serviços trazem uma lógica diferente de apropriação de renda, mantendo o Estado ao mesmo tempo nas posições de proprietário do recurso e de capitalista. De todo o modo, e mesmo desconsiderando os resultados dos regimes de serviços, ainda assim o regime de partilha de produção não é aquele que garante mais receita governamental na maior parte dos casos.

De acordo com os resultados das simulações econômico-financeiras, o regime de concessões garante maior participação governamental na maior parte dos campos analisados, pois nesse regime a soma dos royalties e da participação especial é mais elevada do que a soma dos royalties e da participação da União no excedente óleo no caso do regime de partilha de produção. Quando os preços do petróleo se elevam, a diferença nas receitas governamentais entre os dois regimes diminui, já que a parcela do excedente em óleo no regime de partilha de produção passa a ser cada vez maior, considerando as regras aplicadas no caso do campo de Libra, adotado como referência. De acordo com essas regras, foi adotada uma alíquota base de participação da União no excedente em óleo, que aumenta conforme se elevam os preços do barril de petróleo, além de estar vinculada à produção média diária dos poços.

De fato, conforme os preços do barril de petróleo se elevam, o regime de partilha de produção traz receitas governamentais cada vez mais próximas daquelas do regime de concessões, tendência que é exacerbada quanto maior é o tamanho da reserva analisada. Em alguns casos, em campos com grandes reservas, como Libra e Lula e Cernambi, essa tendência é exacerbada ao ponto de que nos cenários de preços de barril de petróleo mais altos o regime de partilha de produção acaba por ultrapassar o de concessões em termos de receitas governamentais.

No entanto, ainda assim, na maior parte dos campos o regime de concessões segue sendo aquele com mais receitas ao poder público. Essa conclusão é contraditória se levado em consideração que o regime de partilha de produção foi adotado no país sob um debate nacional acerca das possibilidades para o Estado se apropriar de mais recursos com a produção na área do pré-sal. Pelos resultados, tem-se que isso só é verdadeiro quando coexistem as situações de preços do petróleo elevados (entre US$ 75 e US$ 100 por barril) e grandes reservas. Também, ocorre no caso de preços elevados e campos contratados em regime misto, que tem alíquota de participação da União no excedente em óleo maior do que a do campo de referência (Libra).

De fato, no regime de partilha de produção diferenças nas alíquotas base e metodologia de cálculo relativas à participação da União no excedente em óleo se revelaram importantes para influenciar as receitas governamentais que podem ser esperadas nesse regime. Quando os preços do petróleo se elevam os primeiros campos a trazer resultados positivos no regime de partilha de produção são aqueles em que há uma alíquota mais elevada de participação da União no excedente em óleo. Ou seja, modificações na alíquota e metodologia de cálculo podem influenciar os resultados do poder público na apropriação da renda dos campos no pré-sal.

Isso leva à conclusão importante de que o regime de partilha de produção não é atualmente aquele que gera mais receitas governamentais pela forma como se dá a definição da alíquota de participação da União no óleo produzido. No entanto, ele pode trazer mais receitas governamentais caso a alíquota seja alterada.

Atualmente a Lei que define o regime de partilha de produção no país (Lei n.12.351/2010) não traz definições acerca da definição da alíquota de participação da União no óleo produzido ou sobre metodologias de cálculo para sua aplicação. A definição da alíquota e metodologia de aplicação ocorre atualmente durante o processo de licitação ou contratação direta de áreas no pré-sal. No caso do campo de Libra, cuja alíquota e metodologia foram adotadas como referência na maior parte dos campos analisados, o processo de licitação do campo, realizado em outubro de 2013, trouxe apenas uma oferta, de um consórcio formado entre a Petrobras (40%) e empresas estrangeiras (Shell com 20%, Total com 20%, CNOOC com 10% e CNPC com 10%). Não houve, portanto, competição ou negociação sobre o valor da alíquota base de participação da União no excedente em óleo, que era objeto da licitação, ou seja, um dos itens considerados para a definição da empresa ou consórcio vencedor.

Isso pode ser entendido pelo fato de que, pela legislação ainda vigente, a Petrobras deve ter participação mínima obrigatória de 30% em todos os campos do pré-sal. Ou seja, estará em todo e qualquer consórcio formado para competir nas licitações de áreas. No entanto, da forma como o processo de licitação está desenhado atualmente, isso implica que as empresas interessadas em áreas tendem a negociar diretamente com a Petrobras a formação de um consórcio, acomodando em negociações prévias suas participações e decisões de investimento, o que provavelmente levou a uma oferta única na licitação do campo de Libra. Essa situação poderia ser revertida a partir de mudanças nas regras de formação dos consórcios. A Petrobras, junto com sua participação definida para determinada área, poderia ser excluída da formação inicial dos consórcios de empresas, que então poderiam competir entre si, e sem a Petrobras, pelo restante da participação nas áreas, o que tenderia a levar a uma melhor negociação da alíquota de participação da União no excedente em óleo.

A despeito das modificações nas regras atuais que poderiam aumentar as participações governamentais no regime de partilha de produção, outra conclusão importante, já mencionada acima, é o fato dos regimes de serviços gerarem mais receitas governamentais. Atualmente, a Lei da Partilha de Produção já prevê a contratação direta e exclusiva da Petrobras em áreas do pré-sal. Inclusive, essa contratação já ocorreu para volumes excedentes em campos sob cessão onerosa e, conforme os resultados, apresenta melhores resultados para o governo, por conta de alíquotas de participação no óleo mais elevadas.

Considerando essa possibilidade trazida pela Lei, para o aumento das receitas governamentais deveria haver a contratação direta da Petrobras em áreas do pré-sal, trazendo o atual regime de partilha de produção para o mais próximo possível do regime de serviços, por meio de transferências de recursos públicos para o financiamento da produção e maior participação da União no óleo produzido.

Além disso, existe a discussão sobre a adoção de um regime de serviços propriamente no país, que de fato traria a maior possibilidade de receitas governamentais, conforme demostrado pelos resultados. Essa possibilidade já foi trazida pelo PL 5.194 de 2013, que esteve em tramitação no Congresso Nacional até o início do ano 2015, quando foi arquivado por falta de manifestações ao projeto. Apesar do arquivamento, pode-se ainda pensar na construção das circunstâncias políticas necessárias para trazê-lo novamente ao debate, se de fato se quer a maior apropriação dos recursos pretrolíferos pela sociedade brasileira.

No entanto, as análises dos arcabouços regulatórios e dos efeitos que tem sobre as receitas da produção de petróleo no país indicam que os recursos não têm sido apropriados pela sociedade brasileira em todo o seu potencial e que o novo regime de partilha de produção instaurado no país permite uma instrumentalização da Lei para operá-lo de modo a favorecer os interesses de empresas em detrimento da sociedade, proprietária última do recurso natural. Mesmo sobre as receitas já destinadas ao poder público – sem avaliar o mérito de essas serem mais ou menos favoráveis – há um embate sobre sua distribuição entre as diferentes instâncias, que segue a mesma lógica de negociação de apropriação de receitas verificadas entre poder público versus empresas.

Isso pode ser verificado na grande discussão e, atualmente, indecisão, com relação à distribuição dos royalties. Atualmente, as regras que dizem respeito à alíquota para a cobrança de royalties no regime de partilha de produção, bem como as regras para sua distribuição entre os diversos beneficiários não estão válidas, pois foram introduzidas no país por uma lei que está suspensa pelo STF e não há indicativos de quando essa situação será revista.

Finalmente, conclui-se que o regime de partilha de produção – que define a forma como o proprietário dos recursos naturais (União) pode transferi-los a outros entes (empresas), por meio de pagamentos – tem sido instrumentalizado de modo a gerar menos benefícios governamentais do que os esperados. Atualmente, de acordo com as regras aplicadas pelo regime de partilha de produção para a participação da União no excedente em óleo e para a formação de consórcios para licitações, o regime de concessões mostra-se mais favorável em termos de receitas governamentais na maior parte dos campos analisados.

Essa situação poderia ser alterada ou com a adoção de um novo regime regulatório, como o de serviços, que se mostrou o mais favorável em termos de receitas governamentais, ou com a adaptação das regras do regime de partilha de produção atual, para permitir alíquotas de participação da União no excedente em óleo mais elevadas.

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Recebido: 21 de Outubro de 2016; Aceito: 15 de Novembro de 2016

Ildo L. Sauer é professor titular e vice-diretor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo, há décadas dedicado ao exame das relações entre a Energia e a Sociedade. @ – illsauer@iee.usp.br

Larissa Araújo Rodrigues é doutora em Energia pela Universidade de São Paulo, com foco em regulação de mercados energéticos e análises econômicas. @ – larissa.araujo.rodrigues@gmail.com

Creative Commons License Este é um artigo publicado em acesso aberto (Open Access) sob a licença Creative Commons Attribution Non-Commercial, que permite uso, distribuição e reprodução em qualquer meio, sem restrições desde que sem fins comerciais e que o trabalho original seja corretamente citado.


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EUGÊNIO ARAGÃO DESNUDA O DR. JANOT.

Marcelo Auler

aragão versus janotCrítico dos métodos que são utilizados pela Operação Lava Jato e da maneira como o procurador-geral da República Rodrigo Janot lida com o assunto, o subprocurador da República Eugênio Aragão, ex-ministro da Justiça de Dilma Rousseff e outrora amigo pessoal de Janot, “vestiu a carapuça” (usando sua própria expressão) diante do discurso que o chefe da PGR fez no Supremo Tribunal Federal (STF) durante a posse da ministra Carmem Lúcia na presidência daquela corte.

A resposta ao ex-amigo, veio em forma de Carta Aberta que Aragão repassou com exclusividade ao nosso Blog. Para muitos, pode ser entendido como uma lavagem de roupa suja. Mas, quem perceber direito, verificará que se trata de um documento Histórico, com H maiúsculo.

Uma carta corajosa, na qual Aragão, sem medo das incompreensões que deverá sofrer, relata fatos que vivenciou ou protagonizou na nossa jovem democracia. Ele faz revelações importantes, como os almoços e jantares que Janot ofereceu,em sua casa, a José Genoino, com quem mantinha afinidade nas conversas e no trato.

Revela as críticas que seu colega, antes de chegar ao cargo de procurador-geral da República, fazia aos seus antecessores, principalmente pelo comportamento durante o chamado processo do Mensalão.  Conta as articulações que fez para conseguir a nomeação do amigo, entendendo que ele seria

um chefe do ministério público enérgico e conhecedor de todas as mazelas da instituição. Sim, tinha-o como o colega no MPF que melhor conhecia a política interna, não só pelos cargos que ocupara, mas sobretudo pelo seu jeitão mineiro e bonachão de conversar com todos, sem deixar de ter lado e ser direto, sincero, às vezes até demais”.

Mas também relata, sem entrar em juízo de val,ores e explicar causas, a transformação que teria ocorrido com o colega e chefe, a ponto dele aconselhar a vice-procuradora Ella Wiecko Volkmer de Castilho – que depois Janot demitiu – a não comparecer na posse de Aragão como ministro da Justiça. Ou omitir-se diante do processo de impeachment de Dilma Rousseff sem que o Ministério Público Federal exercesse seu papel de defensor maior do regime democrático (art. 127 da CF) .

A carta, que o blog se orgulha de publicar com Exclusividade, fala por si. A ela.

Sobre a honestidade de quem critica a Lava Jato

Eugênio Aragão

“Praecepta iuris sunt haec: honeste vivere, alterum non laedere, suum cuique  tribuere” (Ulpiano)
“Os preceitos do direitos são estes: viver honestamente, não lesar a outrem, dar a cada um o que é seu.” (Ulpiano)

“Disse o Senhor Procurador-Geral da República por ocasião da posse da nova presidente do STF, Ministra Carmen Lúcia, que se tem “observado diuturnamente um trabalho desonesto de desconstrução da imagem de investigadores e de juízes. Atos midiáticos buscam ainda conspurcar o trabalho sério e isento desenvolvido nas investigações da Lava Jato”.

Aragão sobre Barbosa: "forma estra

Visto a carapuça, Doutor Rodrigo Janot. E lhe respondo publicamente, por ser esse o único meio que me resta para defender a honestidade de meu trabalho, posta em dúvida, também publicamente, pelo Senhor, numa ocasião solene, na qual jamais alcançaria o direito de resposta.

O Senhor sabe o quanto tenho sido ostensivamente crítico da forma de agir estrambólica dos agentes do Estado, perceptível, em maior grau, desde a Ação Penal 470, sob a batuta freisleriana do Ministro Joaquim Barbosa.

Aliás, antes de ser procurador-geral, o Senhor compartilhava comigo, em várias conversas pessoais, minha crítica, dirigida, até mesmo, ao Procurador-Geral da República de então, Doutor Gurgel. Lembro-me bem de suas opiniões sobre a falta de noção de oportunidade de Sua Excelência, quando denunciou o Senador Renan Calheiros em plena campanha à presidência do Senado.

Roberto Gurgel

Lembro-me, também, de nossa inconformação solidária contra as injustiças perpetradas na Ação Penal 470 contra NOSSO (grifo do original) amigo José Genoíno.

“Não foi uma só vez que o Senhor contou que seus antecessores sabiam da inocência de Genoíno, mas não o retiraram da ação penal porque colocaria em risco o castelo teórico do “Mensalão”, como empreitada de uma quadrilha, da qual esse nosso amigo tinha que fazer parte, para completar o número”.

Por sinal, conheci José Genoíno em seu apartamento, na Asa Sul, quando o Senhor e eu dirigíamos em parceria a Escola Superior do Ministério Público da União. Àquela ocasião, já era investigado, senão denunciado, por Doutor Antônio Fernando.

jose Genoino

Admirei a sua coragem, Doutor Rodrigo, de não se deixar intimidar pelos arroubos midiáticos e jurisdicionais vindas do Excelso Sodalício. Com José Genoíno travamos interessantes debates sobre o futuro do País, sobre a necessidade de construção de um pensamento estratégico com a parceria do ministério público.

Tornou-se, esse político, então, mais do que um parceiro, um amigo, digno de ser recebido reiteradamente em seu lar, para se deliciar com sua arte culinária. De minha parte, como não sou tão bom cozinheiro quanto o Senhor, preferia encontrar, com frequência, Genoíno, com muito gosto e admiração pela pessoa simples e reta que se me revelava cada vez mais, no restaurante árabe do Hotel das Nações, onde ele se hospedava. Era nosso point.

Cá para nós, Doutor Rodrigo Janot, o Senhor jamais poderia se surpreender com meu modo de pensar e de agir, para chamá-lo de desonesto. O Senhor me conhece há alguns anos e até me confere o irônico apelido de “Arengão”, por saber que não fujo ao conflito quando pressinto injustiça no ar. Compartilhei esse pressentimento de injustiça com o Senhor, já quando era procurador-geral e eu seu vice, no Tribunal Superior Eleitoral.

Compartilhei meus receios sobre os desastrosos efeitos da Lava Jato sobre a economia do País e sobre a destruição inevitável de setores estratégicos que detinham insubstituível ativo tecnológico para o desenvolvimento do Brasil. Da última vez que o abordei sobre esse assunto, em sua casa, o Senhor desqualificou qualquer esforço para salvar a indústria da construção civil, sugerindo-me que não deveria me meter nisso, porque a Lava Jato era “muito maior” do que nós.

Mas continuemos no flash-back.

Tinha-o como um amigo, companheiro, camarada. Amigo não trai, amigo é crítico sem machucar, amigo é solidário e sempre tem um ouvido para as angústias do outro.

Lutamos juntos, em 2009, para que Lula indicasse Wagner Gonçalves procurador-geral, cada um com seus meios. Os meus eram os contatos sólidos que tinha no governo pelo meu modo de pensar, muito próximo ao projeto nacional que se desenvolvia e que fui conhecendo em profundidade quando coordenador da 5ª Câmara de Coordenação e Revisão da PGR, que cuidava da defesa do patrimônio público.

Antônio Fernando de Souza (foto Abr) e Eduardo Cunha (foto Luiz Macedo/Agência Câmara)

Ficamos frustrados quando, de última hora, Lula, seguindo conselhos equivocados, decidiu reconduzir o Doutor Antônio Fernando.

Em 2011, tentamos de novo, desta vez com sua candidatura contra Gurgel para PGR.

Na verdade, sabíamos que se tratava apenas de um laboratório de ensaio, pois, com o clamor público induzido pelos arroubos da mídia e os chiliques televisivos do relator da Ação Penal 470, poucas seriam as chances de, agora Dilma, deixar de indicar o Doutor Gurgel, candidato de Antônio Fernando, ao cargo de procurador-geral.

Ainda assim, levei a missão a sério. Fui atrás de meus contatos no Planalto, defendi seu nome com todo meu ardor e consegui, até, convencer alguns, mas não suficientes para virar o jogo.

Mas, vamos em frente.

Aragão pediu ajuda ao amigo -"irmão há 30 anos" - Sigmaringa Seixas para que Janot fosse nomeado procurador-geral da República.

Em 2013, quando o Senhor se encontrava meio que no ostracismo funcional porque ousara concorrer com o Doutor Gurgel, disse-me que voltaria a concorrer para PGR e, desta vez, para valer.

Era, eu, Corregedor-Geral do MPF e, com muito cuidado, me meti na empreitada. Procurei o Doutor Luiz Carlos Sigmaringa Seixas, meu amigo-irmão há quase trinta anos, e pedi seu apoio a sua causa.

Procurei conhecidos do PT em São Paulo, conversei com ministros do STF com quem tinha contatos pessoais. Enquanto isso, o Senhor foi fazendo sua campanha Brasil afora, contando com o apoio de um grupo de procuradores e procuradoras que, diga-se de passagem, na disputa com Gurgel tinham ficado, em sua maioria, com ele.

Incluía, até mesmo, o pai da importação xinguelingue ( Gíria paulista: produto barato que vem da China, geralmente de baixíssima qualidade) da teoria do domínio do fato, elaborado por Claus Roxin no seu original, mas completamente deturpada na Pindorama, para se transmutar em teoria de responsabilidade penal objetiva.

Achava essa mistura de apoiadores um tanto estranha, pois eu, que fazia o trabalho de viabilizar externamente seu nome, nada tinha em comum com essa turma em termos de visão sobre o ministério público.

Como o Senhor sabe, no início de 2012, publiquei, numa obra em “homenagem” ao então Vice-Presidente da República, Michel Temer, um artigo extremamente polêmico sobre as mutações disfuncionais por que o ministério público vinha passando.

Esse artigo, reproduzido no Congresso em Foco, com o título “Ministério Público na Encruzilhada: Parceiro entre Sociedade e Estado ou Adversário implacável da Governabilidade?”, quando tornado público, foi alvo de síncopes corporativas na rede de discussão @Membros.

Faltaram querer me linchar, porque nossa casa não é democrática. Ela se rege por um princípio de omertà muito próprio das sociedades secretas. Mas não me deixei intimidar.

Depois, ainda em 2013, publiquei outro artigo, em crítica feroz ao movimento corporativo-rueiro contra a PEC 37, também no Congresso em Foco, com o título “Derrota da PEC 37: a apropriação corporativa dos movimentos de rua no Brasil”.

(N.R. A PEC 37, derrotada na Câmara em junho de 2013, determinava que o poder de investigação criminal seria exclusivo das polícias federal e civis, retirando esta atribuição de alguns órgãos e, sobretudo, do Ministério Público (MP).

Lula e Dilma

Sua turma de apoio me qualificou de insano, por escrever isso em plena campanha eleitoral do Senhor. Só que se esqueceram que meu compromisso nunca foi com eles e com o esforço corporativo de indicar o Procurador-Geral da República por lista tríplice.Sempre achei esse método de escolha do chefe da instituição um grande equívoco dos governos Lula e Dilma.

Meu compromisso era com sua indicação para o cargo, porque acreditava na sua liderança na casa, para mudar a cultura do risco exibicionista de muitos colegas, que afetava enormemente a qualidade de governança do País.

No seu caso, pensava, a coincidência de poder ser o mais votado pela corporação e de ter a qualidade da sensibilidade para com a política extra-institucional, era conveniente, até porque a seu lado, poderia colaborar para manter um ambiente de parceria com o governo e os atores políticos.

Aragão: a indicação de Ella Wiecko como vice-procuradora-geral da República "foi um conselho meu que o senhor acatou, ainda na campanha".

Não foi por outro motivo que, quando me deu a opção, preferi ocupar a Vice-Procuradoria-Geral Eleitoral a ocupar a Vice-Procuradoria-Geral da República que, a meu ver, tinha que ser destinada à Doutora Ela Wiecko Volkmer de Castilho, por deter, também, expressiva liderança na casa e contar com boa articulação com o movimento das mulheres. Este foi um conselho meu que o Senhor prontamente atendeu, ainda antes de ser escolhido.

Naqueles dias, a escolha da Presidenta da República para o cargo de procurador-geral estava entre o Senhor e a Doutora Ela, pendendo mais para a segunda, por ser mulher e ter tido contato pessoal com a Presidenta, que a admirava e continua admirando muito.

Ademais, Doutora Ela contava com o apoio do Advogado-Geral da União, Doutor Luís Inácio Adams. Brigando pelo Senhor estávamos nós, atuando sobre o então Ministro da Justiça, José Eduardo Cardozo e o amigo Luiz Carlos Sigmaringa Seixas.

José Eduardo Cardozo, Wellington César Lima e Silva e Ricardo Lewandowski - foto: Gil Ferreira/Agência CNJ

Quando ouvimos boatos de que a mensagem ao Senado, com a indicação da Doutora Ela, estava já na Casa Civil para ser assinada, imediatamente agi, procurando o Ministro Ricardo Lewandowski, que, após recebê-lo, contatou a Presidenta para recomendar seu nome.

No dia em que o Senhor foi chamado para conversar com a Presidenta, fui consultado pelo Ministro da Justiça e pelo Advogado-Geral da União, pedindo que confirmasse, ou não, que seu nome era o melhor. Confirmei, em ambos os contatos telefônicos.

Na verdade, para se tornar Procurador-Geral da República, o Senhor teve que fazer alianças contraditórias, já que não aceitaria ser nomeado fora do método de escolha corporativista.

Acendeu velas para dois demônios que não tinham qualquer afinidade entre si: a corporação e eu.

Da primeira precisou de suporte para receber seus estrondosos 800 e tantos votos e, de mim, para se viabilizar num mundo em que o Senhor era um estranho. Diante do meu receio de que essa química poderia não funcionar, o Senhor me acalmou, dizendo que nós nos consultaríamos em tudo, inclusive no que se tinha a fazer na execução do julgado da Ação Penal 470, que, a essa altura, já estava prestes a transitar.

Dilma Roussef na posse de Rodrigo Janot como procurador-geral da República, em 17/09/2013.  Na mesa, Aragão. Foto:Roberto Stuckert Filho/PR

O dia de sua posse foi, para mim, um momento de vitória. Não uma vitória pessoal, mas uma vitória do Estado Democrático de Direito que, agora, teria um chefe do ministério público enérgico e conhecedor de todas as mazelas da instituição. Sim, tinha-o como o colega no MPF que melhor conhecia a política interna, não só pelos cargos que ocupara, mas sobretudo pelo seu jeitão mineiro e bonachão de conversar com todos, sem deixar de ter lado e ser direto, sincero, às vezes até demais.

Seu déficit em conhecimento do ambiente externo seria suprido com o exercício do cargo e poderia, eu, se chamado, auxiliá-lo, assim como Wagner Gonçalves ou Claudio Fonteles.

Meu susto se deu já no primeiro mês de seu exercício como procurador-geral. Pediu, sem qualquer explicação ou conversa prévia com o parceiro de que tanto precisou para chegar lá, a prisão de José Genoíno. E isso poucos meses depois de ele ter estado com o Senhor como amigo in pectore.

Prisão-de-Genoino-3-PF

Eu não tenho medo de assumir que participei desses contatos. Sempre afirmei publicamente a extrema injustiça do processo do “Mensalão” no que toca aos atores políticos do PT. Sempre deixei claro para o Senhor e para o Ministro Joaquim Barbosa que não aceitava esse método de exposição de investigados e réus e da adoção de uma transmutação jabuticaba da teoria do domínio do fato.

Defendi José Genoíno sempre, porque, para mim, não tem essa de  abrir seu coração (e no seu caso, a sua casa) a um amigo e depois tratá-lo como um fora da lei, sabendo-o inocente.

Tentei superar o choque, mas confesso que nunca engoli essa iniciativa do Senhor.

Acaso achasse necessário fazê-lo, deveria ter buscado convencer as pessoas às quais, antes, expressou posição oposta. E, depois, como José Genoino foi reiteradamente comensal em sua casa, nada custava, em último caso, dar-se por suspeito e transferir a tarefa do pedido a outro colega menos vinculado afetivamente, não acha?

Como nosso projeto para o País era maior do que minha dor pela injustiça, busquei assimilar a punhalada e seguir em frente, sabendo que, para terceiros, o Senhor se referia a mim como pessoa que não podia ser envolvida nesse caso, por não ter isenção.

E não seria mesmo envolvido. Nunca quis herdar a condução da Ação Penal 470, para mim viciada ab ovo, e nunca sonhei com seu cargo. Sempre fui de uma lealdade canina para com o Senhor e insistia em convencer, a mim mesmo, que sua atitude foi por imposição das circunstâncias. Uma situação de “duress”, como diriam os juristas anglo-saxônicos.

Mas chegou o ano 2014 e, com ele, a operação Lava Jato e a campanha eleitoral. Dois enormes desafios. Enquanto, por lealdade e subordinação, nenhuma posição processual relevante era deixada de lhe ser comunicada no âmbito do ministério público eleitoral, no que diz respeito à Lava Jato nada me diziam, nem era consultado.

O Senhor preferiu formar uma dupla com seu chefe de gabinete, Eduardo Pelella, que tudo sabia e em tudo se metia e, por isso, chamado carinhosamente de “Posto Ipiranga”. Era seu direito e, também por isso, jamais o questionei a respeito, ainda que me lembrasse das conversas ante-officium de que sempre nos consultaríamos sobre o que era estratégico para a casa.

Passei a perceber, aos poucos, que minha distância, sediado que estava fora do prédio, no Tribunal Superior Eleitoral, era conveniente para o Senhor e para seu grupo que tomava todas as decisões no tocante à guerra política que se avizinhava.

Não quis, contudo, constrangê-lo. Tinha uma excelente equipe no TSE. Fazia um time de primeira com os colegas Luiz Carlos Santos Gonçalves, João Heliofar, Ana Paula Mantovani Siqueira e Ângelo Goulart e o apoio inestimável de Roberto Alcântara, como chefe de gabinete. Não faltavam problemas a serem resolvidos numa das campanhas mais agressivas da história política do Brasil. Entendi que meu papel era garantir que ninguém fosse crucificado perante o eleitorado com ajuda do ministério público e, daí, resolvemos, de comum acordo, que minha atuação seria de intervenção mínima, afim de garantir o princípio da par conditio candidatorum.

Gilmar Mendes. que assumirá a presidência do TSE, já articula para julgar as contas de Temer separadamente das de Dilma.. Novo golpe?  Foto: Dorivan Marinho/SCO/ST

Quando alguma posição a ser tomada era controversa, sempre a submeti ao Senhor e lhe pedi reiteradamente que tivesse mais presença nesse cenário. Fiquei plantado em Brasília o tempo todo, na posição de bombeiro, evitando que o fogo da campanha chegasse ao judiciário e incendiasse a corte e o MPE. As estatísticas são claras. Não houve nenhum ponto fora da curva no tratamento dos contendentes.

Diferentemente do que o Senhor me afirmou, nunca tive briga pessoal com o então vice-presidente do TSE. Minha postura de rejeição de atitudes que não dignificavam a magistratura era institucional.

E, agora, que Sua Excelência vem publicamente admoestá-lo na condução das investigações da Lava Jato, imagino, suas duras reações na mídia também não revelam um conflito pessoal, mas, sim, institucional. Estou certo? Portanto, nisso estamos no mesmo barco, ainda que por razões diferentes.

Passada a eleição, abrindo-se o “terceiro turno”, com o processo de prestação de contas da Presidenta Dilma Rousseff que não queria e continua não querendo transitar em julgado apesar de aprovado à unanimidade pelo TSE e com as ações de investigação judicial e de impugnação de mandato eleitoral manejadas pelo PSDB, comecei, pela primeira vez, a sentir falta de apoio.

Debitava essa circunstância, contudo, à crise da Lava Jato que o Senhor tinha que dominar. As vezes que fui chamado a assinar documentos dessas investigações, em sua ausência, o fiz quase cegamente. Lembrava-me da frase do querido Ministro Marco Aurélio de Mello, “cauda não abana cachorro”.

Marcelo OdebrechtSó não aceitei assinar o parecer do habeas corpus impetrado em favor de Marcelo Odebrecht com as terríveis adjetivações da redação de sua equipe. E o avisei disso. Não tolero adjetivações de qualquer espécie na atuação ministerial contra pessoas sujeitas à jurisdição penal.

Não me acho mais santo do que ninguém para jogar pedra em quem quer que seja. Meu trabalho persecutório se resume à subsunção de fatos à hipótese legal e não à desqualificação de Fulano ou Beltrano, que estão passando por uma provação do destino pelo qual não tive que passar e, por conseguinte, não estou em condições de julgar espiritualmente.

Faço um esforço de me colocar mentalmente no lugar deles, para tentar entender melhor sua conduta e especular sobre como eu teria agido. Talvez nem sempre mais virtuosamente e algumas vezes, quiçá, mais viciadamente.

Investigados e réus não são troféus a serem expostos e não são “meliantes” a serem conduzidos pelas ruas da vila “de baraço e pregão” (apud Livro V das Ordenações Filipinas). São cidadãos, com defeitos e qualidades, que erraram ao ultrapassar os limites do permissivo legal. E nem por isso deixo de respeitá-los.

Janot teria recomendado à vice-procuradora-geral, Ella a não comparecer à posse de Aragão como ministro da Justiça. Foto Palácio do Planalto

Fui surpreendido, em março deste ano, com o honroso convite da senhora Presidenta democraticamente eleita pelos brasileiros, Dilma Vana Rousseff, para ocupar o cargo de Ministro de Estado da Justiça.

Imagino que o Senhor não ficou muito feliz e até recomendou à Doutora Ela Wiecko a não comparecer a minha posse. Aliás, não colocou nenhum esquema do cerimonial de seu gabinete para apoiar os colegas que quisessem participar do ato. Os poucos (e sinceros amigos) que vieram tiveram que se misturar à multidão.

A esta altura, nosso contato já era parco e não tinha porque fazer “mimimi” para exigir mais sua atenção. Já estava sentindo que nenhum de nossos compromissos anteriores a sua posse como procurador-geral estavam mais valendo.

O Senhor estava só monologando com sua equipe de inquisidores ministeriais ferozes. Essa é a razão, meu caro amigo Rodrigo Janot, porque não mais o procurei como ministro de forma rotineira. Estive com o Senhor duas vezes apenas, para tratar de assuntos de interesse interinstitucional.

Sérgio Moro liberou a verba alegando que a Operação Lava Jato não poderia parar. Foto Ajufe

E quando voltei ao Ministério Público Federal, Doutor Rodrigo Janot, não quis mais fazer parte de sua equipe, seja atuando no STF, seja como coordenador de Câmara, como me convidou. Prontamente rejeitei esses convites, porque não tenho afinidade nenhuma com o que está fazendo à frente da Lava Jato e mesmo dentro da instituição, beneficiando um grupo de colaboradores em detrimento da grande maioria de colegas e rezando pela cartilha corporativista ao garantir a universalidade do auxilio moradia concedida por decisão liminar precária.

Na crítica à Lava Jato, entretanto, tenho sido franco e assumido, com risco pessoal de rejeição interna e externa, posições públicas claras contra métodos de extração de informação utilizados, contra vazamentos ilegais de informações e gravações, principalmente em momentos extremamente sensíveis para a sobrevida do governo do qual eu fazia parte, contra o abuso da coerção processual pelo juiz Sérgio Moro, contra o uso da mídia para exposição de pessoas e contra o populismo da campanha pelas 10 medidas, muitas à margem da constituição, propostas por um grupo de procuradores midiáticos que as transformaram, sem qualquer necessidade de forma, em “iniciativa popular”.

Nossa instituição exibe-se, assim, sob a sua liderança, surfando na crise para adquirir musculatura, mesmo que isso custe caro ao Brasil e aos brasileiros.

procuradores da Lava Jato

Vamos falar sobre honestidade, Senhor Procurador-Geral da República.

A palavra consta do brocardo citado no título desta carta aberta.

O Senhor não concorda e não precisa mais concordar com minhas posições críticas à atuação do MPF.

Nem tem necessidade de uma aproximação dialógica. Já não lhe sirvo para mais nada quando se inicia o último ano de seu mandato.

Mas , depois de tudo que lhe disse aqui para refrescar a memória, o Senhor pode até me acusar de sincericídio, mas não mais, pois a honestidade (honestitas), que vem da raiz romana honor, honoris, esta, meu pai, do Sertão do Pajeú, me ensinou a ter desde pequeno. Nunca me omiti e não me omitirei quando minha cidadania exige ação.

Procuro viver com honra e, por isto, honestamente, educando seis filhos a comer em pratos Duralex, usando talheres Tramontina e bebendo em copo de requeijão, para serem brasileiros honrados, dando valor à vida simples.

imagens pró impeachmentDiferentemente do Senhor, não fiquei calado diante das diatribes políticas do Senhor Eduardo Cunha e de seus ex-asseclas, que assaltaram a democracia, expropriando o voto de 54 milhões de brasileiros, pisoteando-os com seus sapatinhos de couro alemão importado. Não fui eu que assisti uma Presidenta inocente ser enxovalhada publicamente como criminosa, não porque cometeu qualquer crime, mas pelo que representa de avanço social e, também, por ser mulher.

O Senhor ficou silente, apesar de tudo que conversamos antes de ser chamado a ser PGR. E ficou aceitando a pilha da turma que incendiava o País com uma investigação de coleta de prova de controvertido valor.

Eu sou o que sempre fui, desde menino que militou no Movimento Revolucionário 8 de Outubro. E o Senhor? Se o Senhor era o que está sendo hoje, sinto-me lesado na minha boa fé (alterum non laedere, como fica?). Se não era, o que aconteceu?

“A Lava Jato é maior que nós”?

Esta não pode ser sua desculpa. Tamanho, Senhor Procurador-Geral da República, é muito relativo. A Lava Jato pode ser enorme para quem é pequeno, mas não é para o Senhor, como espero conhecê-lo. Nem pode ser para o seu cargo, que lhe dá a responsabilidade de ser o defensor maior do regime democrático (art. 127 da CF) e, devo-lhe dizer, senti falta de sua atuação questionando a aberta sabotagem à democracia. Por isso o comparei a Pilatos. Não foi para ofendê-lo, mas porque preferiu, como ele, lavar as mãos.

Mas fico por aqui. Enquanto trabalhei consigo, dei-lhe o que lhe era de direito e o que me era de dever: lealdade, subordinação e confiança (suum cuique tribuere, não é?). E, a mim, o Senhor parece também ter dado o que entende ser meu: a acusação de agir desonestamente. Não fico mais triste. A vida nos ensina a aceitar a dor como ensinamento. Mas isso lhe prometo: não vou calar minha crítica e, depois de tudo o que o Senhor conhece de mim, durma com essa.
Um abraço sincero daquele que esteve anos a fio a seu lado, acreditando consigo num projeto de um Brasil inclusivo, desenvolvido, economicamente forte e respeitado no seio das nações, com o ministério público como ativo parceiro nessa empreitada.

– See more at: http://marceloauler.com.br/de-eugenio-aragao-a-rodrigo-janot-amigo-nao-trai-amigo-e-critico-sem-machucar-amigo-e-solidario/#sthash.f0zGsayE.dpuf


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PETROBRAS- A FUP está certa.

Às 7h da manhã de hoje a Petrobrás anunciou que na quinta-feira, 22, protocolou um “pedido de mediação” no Tribunal Superior do Trabalho.

O Pedro, Parente de FHC, tenta se explicar. Alega ser uma tentativa de continuar as negociações, com a intermediação do presidente do TST, ministro Ives Gandra Filho.

O que ocorreria se a FUP aceitasse essa “mediação”?

Independentemente de filiação partidária, Pedrinho é quadro orgânico do PSDB.

E o ministro Ives também.

A tentativa de chamar a FUP à mediação vem no momento em que o golpista Temer anuncia o maior assalto aos direitos trabalhistas, desde 1967.

Assalto centrado na proposta de fazer prevalecer o resultado de qualquer negociação sobre a lei. Proposta esta que tem como autor intelectual o ministro Ives.

Não por acaso, o golpista Temer cogita chamar o Parente de FHC para cargo chave no Planalto. E, não por acaso, o ministro Ives correu aos jornais para elogiar o assalto, e o golpista Temer.

Trata-se de um jogo combinado. A FUP iria para ouvir a ameaça de um dissídio coletivo. Algo como o que o ministro Ives já anunciou no dissídio da RMNR, que aguarda julgamento  para Fevereiro: “Vocês estão ganhando, mas podem perder aos 48 do 2° tempo, com um gol de mão”.

Jogo combinado, preparado, pronto para ser encenado. Em jogo que vale “gol de mão”, a FUP não entra!


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PETROBRAS – Seu “black friday”.

Nicolelis critica processo de desmonte da indústria brasileira

Neurocientista defende Petrobras, afirmando que comunidade científica internacional está perplexa com o retrocesso no Brasil

Jorna GGN – Em entrevista exclusiva, que você acompanhará na íntegra aqui no GGN, dia 28/12, o médico neurocientista Miguel Nicolelis alerta para a importância da ciência como indutora de desenvolvimento no país.
Nicolelis foi para os Estados Unidos em 1988 e, anos mais tarde, foi responsável pela descoberta do sistema que possibilita a criação de braços robóticos controlados por sinais cerebrais. Hoje ele está à frente de estudos sobre integração do cérebro humano com máquinas, na busca de uma solução para pessoas com deficiência física e motora.
Sua experiência no exterior apontou que o investimento público em ciência e tecnologia é fundamental para o crescimento socioeconômico, tornando-o mais um crítico do processo de desmonte atual da indústria brasileira e, em especial, da Petrobras. Para ele, a Petrobras, considerada a principal empresa do Brasil, em todos os tempos, è indutora direta do desenvolvimento industrial desencadeado na última década. Diz ele: “É como um americano falou para mim, é o Black Friday da Petrobras”.
Defendendo uma atuação mais forte do Estado, Nicolelis frisa que o grande avanço tecnológico que a sociedade norte-americana exporta hoje para o mundo existe graças ao forte investimento público na indústria e na ciência.
Nicolelis defende o fortalecimento de três pilares para o Brasil sair da rota que o mantém hoje na periferia dos países desenvolvidos: cultura científica, modelo educacional com inclusão de ciência e visão estratégica de que a ciência contribui para o desenvolvimento do país.
E a imprensa? Para Nicolelis a imprensa cobre de forma pífia a ciência, vale lembrar a cobertura medíocre que deram ao exoesqueleto na abertura da Copa 2014.


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PETRÓLEO – Entre gota e golpe.

Mais da geopolítica do petróleo entre gota e golpe!

Alguns autores chamam as estratégias que unem governos e corporações do setor de óleo e gás de petroestratégia. Como a maioria sabe, até aqui o Oriente Médio era o alvo principal da disputa pelo controle direto das reservas de petróleo.

Para além da Arábia Saudita, Iraque e Irã, outros países daquela região possuem reservas que são cada vez mais objeto de cobiça como o Yemen, Casaquistão e Turcomenistão. Este último projeta atualmente dois enormes gasodutos em direção à Índia, China, no lado da Ásia e outro, na direção da Turquia e Europa. O Turcomenistão possui a quarta maior reserva do mundo em gás natural.

O mapa abaixo dá uma boa dimensão de como o controle de um país ou região estava vinculado à força e ao poder militar. Em vermelho estão as áreas produtoras de óleo e gás e em azul estão as bases militares dos EUA.

A interpretação desta realidade ajuda a mostrar o que significaria o pré-sal tão vigiado e controlado pela NSA americana e denunciada pelo Edward Snowden.

Porém, mais que isto, o anúncio informal que foi divulgado hoje de que Trump nomeará o presidente mundial (CEO) da Esso, Rex Tillerson como secretário de Estado dos EUA, amplia a evidência sobre a forte relação entre poder militar e os interesses pelo controle das reservas de petróleo no mundo por parte dos EUA. Neste processo, um pingo (ou um gota) é golpe!


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GEOPOLÍTICA DO PETRÓLEO

Petróleo, segue no centro do xadrez da geopolítica e da disputa por hegemonia

A decisão da Rússia em cortar 558 mil barris por dia, de sua produção diária de 11 milhões de barris por dia – que é a maior do mundo – torna, a Rússia, sozinha, um player importante na geopolítica do petróleo que antes era comandada pela Opep.

Assim, a Rússia é mais que meia Opep. Porém, por ser única, fica quase maior, proporcionalmente, que o tamanho da Opep – e seus 14 países-membro – que se comprometeu a cortar 1,2 milhão de barris por dia.

Com o corte de Opep + Rússia se aproximam de uma redução de quase 2 milhões de barris por dia, aproximadamente, o volume do excesso desta “mercadoria especial” nas negociações mundo afora. Por conta disto, o barril, no mercado futuro chegou hoje a US$ 57,48 (o maior em quase um ano e meio), estando (agora às 12:30 no Brasil) a US$ 56,50.

Desta forma, o acordo dos maiores produtores mundiais de petróleo para reduzir o excesso de produção no mercado mundial de petróleo envolve Opep e “não-Opep”. Rússia e Opep juntas ultrapassam, atualmente, os 50% da produção mundial.

O acordo se cumprido tenderá a levar o preço do barril para próximo, mas acima dos US$ 60, exatamente, quando Trump estará assumindo a presidência dos EUA. Com o petróleo a este patamar de preço, os EUA voltará a ter o óleo e gás de xisto competitivos.

Os EUA hoje importa mais de um terço de todo o petróleo que consome. Desta forma, vai gastar mais para ter este percentual de petróleo, a mesmo tempo que deverá voltar a fraturar as rochas para produzir seu shale gas e tight-oil (xisto). Com o preço do barril, acima dos US$ 60, a produção dos estados do centro americano volta a ficar competitivo e deverá investimentos que antes estavam retidos, o que interessa – e muito – a Trump e sua equipe.
Os maiores importadores de petróleo também perdem caso este acordo prospere. O caso mais claro entre eles é o da Índia que como grande compradora, se aproveitou dos preços baixos do barril de petróleo e foi uma das economias que mais vinha crescendo nos últimos anos. Alguns países da Europa como Espanha, que importa quase tudo que consome, também obteve vantagens atenuando seus problemas econômicos.
Tem-se aí um xadrez complexo, diante da “guerra protecionista” que os bilionários e militares convocados por Trump para seu gabinete, prometem empreender.

Um xadrez com as peças escorregando lubrificadas pelo petróleo que assim volta a ganhar evidência, embora nunca tenha deixado de ser razão de agir dos EUA, em sua disputa pela hegemonia, muito mais do que por preocupação com a sua indústria e o seu emprego.

O emprego industrial hoje nos EUA é de apenas 12,3 milhões, bem menor do que os 20 milhões do pico em 1941, quando os EUA decidiu entrar na Segunda Guerra Mundial.

Um xadrez que de tão embrulhado e lubrificado pelo óleo, pode vir a explodir, e assim, produzir novamente a “destruição criadora”. Para, a seguir se gerar investimentos na reconstrução dos cacos do que sobrar.

Outra saída seria possível, mas depende de um equilíbrio de forças sobre o escorregadio e lubrificado tabuleiro da geopolítica mundial.o o

Fonte: Blog do Roberto de Moraes