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USO ESTRATÉGICO DAS RESERVAS PÚBLICAS ADVINDAS DO PRÉ-SAL.

 

A extração de petróleo na camada do pré-sal já é superior a 500 mil barris diários desde julho, representando um acréscimo de 20% na produção da Petrobras. No entanto, o país ainda não estabeleceu uma política para aproveitar suas novas reservas de óleo e gás para impulsionar a indústria petroquímica local. O “Estudo do potencial de diversificação da indústria química brasileira”, realizado pelas consultorias Bain & Company e Gas Energy atendendo a um chamado público do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), apresenta uma proposta que repercutiu positivamente entre representantes da indústria química e do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC).

A proposta consiste em que a União utilize a parte que lhe cabe nas reservas do pré-sal estabelecida no regime de partilhas para ofertar o insumo com desconto para a industrialização petroquímica executada no país. No campo de Libra, o maior do pré-sal e o primeiro leiloado pelo sistema de partilha, a parcela da União é de 41,65% do volume de óleo e gás que exceder o necessário para reembolsar o custo operacional da produção.

“É um uso estratégico das reservas públicas advindas do pré-sal, capaz de gerar investimentos, empregos e arrecadação de impostos no país”, diz Rodrigo Más, sócio-diretor da Bain & Company. O consultor diz que, com o pré-sal, na próxima década o país se tornará superavitário em energia e combustível, independentemente dos volumes da reserva do governo.

O sistema sugerido no estudo do BNDES pressupõe a realização de leilões do petróleo e gás natural da União com um desconto estimado entre US$ 500 milhões a US$ 1,2 bilhão por ano, tendo como base a destinação para uso petroquímico de 200 mil barris diários. O impacto esperado é a geração de investimentos de US$ 20 bilhões a US$ 25 bilhões e algo entre 3 e 4 mil empregos diretos. O incremento no PIB seria de US$ 5,5 bilhões a US$ 6,5 bilhões por ano a partir de 2025, o que proporcionaria uma arrecadação tributária entre US$ 1 bilhão e US$ 1,3 bilhão por ano. “A arrecadação é superior ao desconto oferecido. É um bom negócio para o governo”, diz Más.

O desconto permitiria que a nafta de petróleo e o gás natural cheguem ao produtor petroquímico com preços mais compatíveis com os praticados na América do Norte e na Ásia. No Brasil o gás natural é comercializado em US$ 14 o BTU (Unidade Térmica Britânica), nos Estados Unidos e México é vendido por US$ 4. Os preços da nafta, cujo único comprador é a Braskem, não são públicos.

Alexandre Comin, diretor de competitividade do MDIC, diz que o governo trabalha no desenvolvimento de estratégias para agregar valor à produção proveniente do pré-sal e, para isso, está ciente da necessidade de equalizar os preços dos insumos para a indústria petroquímica no país com os praticados no exterior. A ideia é criar uma condição especifica de comercialização dos insumos para a indústria petroquímica, como sugerido pelo BNDES. “Hoje os preços são referenciados nos mercados de energia e combustíveis, que respondem por mais de 95% do consumo desses insumos, mas possuem uma lógica econômica distinta da cadeia petroquímica.”

Carlos Fadigas, presidente da Braskem e do conselho de administração da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), considera a proposta de descontos apresentada pelo BNDES adequada, capaz de impulsionar a indústria nacional sem onerar a União. “A petroquímica necessita de insumos com preços competitivos para ser viável. Hoje não temos essa condição no país, apesar de todas as expectativas geradas a partir do pré-sal”, afirma.

A própria Braskem condiciona sua participação no futuro Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) a uma oferta de nafta a preços internacionais, uma negociação iniciada em 2009. Ao mesmo tempo a empresa investe em parceria com a Idesa numa unidade petroquímica no México para a produção de etileno e estuda a participação em um novo polo petroquímico que está sendo desenvolvido em West Virginia (EUA) para produzir eteno e polietileno a partir do gás de xisto. 5

Empresas como Oxiteno, Unigel, e Artecola também estão optando por levar seus investimentos para os Estados Unidos e México. Fátima Giovanna Ferreira, diretora de economia e estatística da Abiquim, afirma que os altos custos no país dos derivados de petróleo também geram desinvestimentos, como a desativação da unidade de produção de metanol da GPC Química e da fábrica de isocianato da Dow.

Em média, informa a economista, a ociosidade das empresas químicas que usam o gás natural como matéria-prima está na casa dos 40%, Por outro lado, a estimativa é que as importações de produtos derivados do gás natural alcancem um valor de US$ 8,5 bilhões no ano.

Fonte: Valor Econômico

 


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PRÉ -SAL PODE OFERECER INSUMO MAIS BARATO.

O alto preço da energia e do gás natural tem feito grandes consumidores adotarem estratégias para ganhar competitividade, incluindo investimentos em fontes renováveis e eficiência energética. Em 2008, quando analisava opções de geração de energia, a Dow estimou que o preço do gás natural no Brasil dificilmente cairia, enquanto o gás de xisto provocava uma revolução nos EUA, com o milhão de BTU chegando a custar US$ 5. Na Europa, o gás chegava a US$ 9, enquanto no Brasil superava US$ 13. Era preciso ser mais competitivo. A empresa passou a estudar um inovador projeto de cogeração de energia a partir de biomassa em sua unidade na Bahia.

No fim de março, deu-se a partida para o projeto. Em parceria com a ERB (Energias Renováveis do Brasil), a Dow iniciou uma planta de cogeração de vapor e energia gerados a partir de biomassa de eucalipto, um projeto com investimentos de R$ 265 milhões. A planta de cogeração de vapor e energia da ERB fornecerá 25% do consumido pela Dow em Aratu (BA), substituindo 150 mil m3 diários de gás natural e reduzindo as emissões de gases de efeito estufa em 33%.

Fonte: Valor Econômico 4

Pré-sal pode oferecer insumo mais barato

Data: 17 de dezembro de 2014

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A extração de petróleo na camada do pré-sal já é superior a 500 mil barris diários desde julho, representando um acréscimo de 20% na produção da Petrobras. No entanto, o país ainda não estabeleceu uma política para aproveitar suas novas reservas de óleo e gás para impulsionar a indústria petroquímica local. O “Estudo do potencial de diversificação da indústria química brasileira”, realizado pelas consultorias Bain & Company e Gas Energy atendendo a um chamado público do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), apresenta uma proposta que repercutiu positivamente entre representantes da indústria química e do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC).

A proposta consiste em que a União utilize a parte que lhe cabe nas reservas do pré-sal estabelecida no regime de partilhas para ofertar o insumo com desconto para a industrialização petroquímica executada no país. No campo de Libra, o maior do pré-sal e o primeiro leiloado pelo sistema de partilha, a parcela da União é de 41,65% do volume de óleo e gás que exceder o necessário para reembolsar o custo operacional da produção.

“É um uso estratégico das reservas públicas advindas do pré-sal, capaz de gerar investimentos, empregos e arrecadação de impostos no país”, diz Rodrigo Más, sócio-diretor da Bain & Company. O consultor diz que, com o pré-sal, na próxima década o país se tornará superavitário em energia e combustível, independentemente dos volumes da reserva do governo.

O sistema sugerido no estudo do BNDES pressupõe a realização de leilões do petróleo e gás natural da União com um desconto estimado entre US$ 500 milhões a US$ 1,2 bilhão por ano, tendo como base a destinação para uso petroquímico de 200 mil barris diários. O impacto esperado é a geração de investimentos de US$ 20 bilhões a US$ 25 bilhões e algo entre 3 e 4 mil empregos diretos. O incremento no PIB seria de US$ 5,5 bilhões a US$ 6,5 bilhões por ano a partir de 2025, o que proporcionaria uma arrecadação tributária entre US$ 1 bilhão e US$ 1,3 bilhão por ano. “A arrecadação é superior ao desconto oferecido. É um bom negócio para o governo”, diz Más.

O desconto permitiria que a nafta de petróleo e o gás natural cheguem ao produtor petroquímico com preços mais compatíveis com os praticados na América do Norte e na Ásia. No Brasil o gás natural é comercializado em US$ 14 o BTU (Unidade Térmica Britânica), nos Estados Unidos e México é vendido por US$ 4. Os preços da nafta, cujo único comprador é a Braskem, não são públicos.

Alexandre Comin, diretor de competitividade do MDIC, diz que o governo trabalha no desenvolvimento de estratégias para agregar valor à produção proveniente do pré-sal e, para isso, está ciente da necessidade de equalizar os preços dos insumos para a indústria petroquímica no país com os praticados no exterior. A ideia é criar uma condição especifica de comercialização dos insumos para a indústria petroquímica, como sugerido pelo BNDES. “Hoje os preços são referenciados nos mercados de energia e combustíveis, que respondem por mais de 95% do consumo desses insumos, mas possuem uma lógica econômica distinta da cadeia petroquímica.”

Carlos Fadigas, presidente da Braskem e do conselho de administração da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), considera a proposta de descontos apresentada pelo BNDES adequada, capaz de impulsionar a indústria nacional sem onerar a União. “A petroquímica necessita de insumos com preços competitivos para ser viável. Hoje não temos essa condição no país, apesar de todas as expectativas geradas a partir do pré-sal”, afirma.

A própria Braskem condiciona sua participação no futuro Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) a uma oferta de nafta a preços internacionais, uma negociação iniciada em 2009. Ao mesmo tempo a empresa investe em parceria com a Idesa numa unidade petroquímica no México para a produção de etileno e estuda a participação em um novo polo petroquímico que está sendo desenvolvido em West Virginia (EUA) para produzir eteno e polietileno a partir do gás de xisto. 5

Empresas como Oxiteno, Unigel, e Artecola também estão optando por levar seus investimentos para os Estados Unidos e México. Fátima Giovanna Ferreira, diretora de economia e estatística da Abiquim, afirma que os altos custos no país dos derivados de petróleo também geram desinvestimentos, como a desativação da unidade de produção de metanol da GPC Química e da fábrica de isocianato da Dow.

Em média, informa a economista, a ociosidade das empresas químicas que usam o gás natural como matéria-prima está na casa dos 40%, Por outro lado, a estimativa é que as importações de produtos derivados do gás natural alcancem um valor de US$ 8,5 bilhões no ano.

Fonte: Valor Econômico

 


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PRÍ-SAL REPETE PAPEL REDENTOR EM ANGOLA.

Pré-sal repete papel de redentor em Angola

À noite, quando a escuridão oculta as cicatrizes deixadas por uma brutal guerra civil de 27 anos em Angola, a Ilha de Luanda lembra uma esquina deteriorada de Ipanema. Assim como no bairro do Rio de Janeiro, os moradores locais também falam português nos bares e restaurantes espalhados pela praia estreita. O clima é agradável, a música é alta e as festas vão até tarde.
Hoje em dia, os restaurantes chiques da Ilha estão cheios de executivos do setor petroleiro, que torcem para que Angola e Brasil tenham mais outra coisa em comum: a geologia.
Embora exista um oceano de distância, a costa oeste de Angola apresenta características geológicas parecidas com as da costa leste do Brasil – um legado da separação das placas tectônicas africana e sul-americana. Nas plataformas continentais, a centenas de metros sob o leito do mar, os dois possuem uma grossa camada de sal.
No Brasil, geólogos encontraram reservas enormes de hidrocarboneto sob essa camada, dando origem a uma próspera indústria petrolífera do “pré-sal”. Agora, algumas das maiores companhias de petróleo do mundo estão apostando bilhões de dólares que Angola possui reservas similares no pré-sal.
A aposta é crucial para o futuro econômico e social de Angola, a terceira maior economia da África subsaariana, atrás da Nigéria e da África do Sul. Mas só o futuro dirá se a descoberta de mais reservas vai ajudar os 20 milhões de habitantes locais. Se a história recente de Angola servir de parâmetro, essa possibilidade será, na melhor das hipóteses, indefinida. Os petrodólares estimularam a economia, mas grande parte da riqueza continua concentrada em um pequeno círculo de plutocratas. Após anos produzindo petróleo, mais de um terço da população angolana continua na pobreza.
“As pessoas sentem que está acontecendo alguma coisa, mas não de uma maneira que realmente beneficie a todos”, diz Elias Isaac, diretor no país da Open Society Initiative da África do Sul, um grupo ativista. “É bem óbvio que apenas um grupo está se beneficiando, e não a maioria.”
A aposta no pré-sal não é importante apenas para Angola. Se ela der certo terá repercussões bem além das fronteiras dos países do sul da África – proporcionando uma nova fonte de petróleo para a China, por exemplo, que consome mais e mais energia.
Em 2011, Angola concedeu onze novas licenças para grandes companhias de petróleo – incluindo BP, Petrobras, Total, ConocoPhillips e Statoil – para a exploração do pré-sal em sua bacia de Kwanza. A Maersk e a Colbalt, que contam com o Goldman Sachs como investidor, já encontraram petróleo em quantidades comerciais no pré-sal de Kwanza.
As maiores petroleiras do mundo farão o mesmo este ano, com a perfuração de mais de uma dúzia de poços exploratórios no pré-sal. “Essa atividade vai decidir se a plataforma continental de Kwanza poderá escrever o próximo capítulo bem sucedido da história do petróleo em Angola”, segundo afirma a Wood Mackenzie, uma consultoria especializada em petróleo.
O entusiasmo com o pré-sal em Angola está aumentando na medida em que as brocas atingem novos bolsões de petróleo, melhorando o potencial de um país que almeja tirar da Nigéria o posto de maior produtor de óleo bruto da África.
O crescimento acelerado da indústria petrolífera de Angola – e a perspectiva de mais expansão pela frente – é o sinal mais visível da mudança da sorte do país desde o fim da guerra em 2002. Mais de 500 mil pessoas morreram e 4 milhões foram deslocadas pelo conflito, que explodiu em 1975 depois que Angola conquistou a independência de Portugal. A brutalidade da guerra foi simbolizada pela
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proliferação de minas terrestres que dilaceraram indiscriminadamente membros de velhos e jovens, combatentes e civis. O conflito arruinou a educação, a saúde e o desenvolvimento.
Hoje, porém, Angola se enquadra na narrativa do “despertar da África”. Ela registrou na última década uma das maiores taxas de crescimento do mundo, com o PIB avançando em média 10,1%, segundo o Fundo Monetário Internacional (FMI). Mas é também um exemplo de país que luta contra a maldição dos recursos naturais: em vez de criar prosperidade universal, seu petróleo tem ajudado a manter no poder o segundo presidente mais longevo da África, além de alimentar a corrupção que mina o desenvolvimento econômico.
A produção de petróleo mais que dobrou de 800 mil barris/dia em 2001 para os atuais 1,6 milhão de barris/dia, grande parte deles embarcados para a China. A nação sul-africana é, desde 2005, a segunda maior fornecedora de petróleo para o governo chinês, perdendo para a Arábia Saudita. Em troca, a China tem sido fonte vital de crédito para Angola. Li Keqiang, o primeiro-ministro chinês, disse este ano, durante uma visita, que do 1 milhão de chineses que vivem e trabalham na África, cerca de um quarto está em Angola.
O governo espera aumentar a produção de petróleo para cerca de 2 milhões de barris/dia até 2015, mesmo sem contar com o impacto das descobertas no pré-sal. Recentemente, a Total anunciou um dos maiores investimentos de todos os tempos na África, afirmando que vai aplicar US$ 16 bilhões no desenvolvimento do campo de petróleo de Kaombo em Angola. “Angola continua sendo um país prioritário para a Total”, diz Yvez-Louis Darricarrère, diretor de exploração e produção.
Na última década o país surfou uma onda perfeita de alta da produção e dos preços do petróleo, e a tendência continua. Como resultado, as receitas da Angola com o petróleo atingiram US$ 68 bilhões em 2012 – a última estimativa disponível -, em comparação a apenas US$ 13 bilhões em 2004, de acordo com o Departamento de Energia dos EUA.
Mas Angola não é apenas rica em petróleo. Ela também possui diamantes e terras férteis. Com uma população jovem e uma enorme necessidade de reconstrução e desenvolvimento, bancos estrangeiros, companhias varejistas e de construção estão se dirigindo para o país.
Em janeiro, o Standard Chartered tornou-se o primeiro grande banco internacional a abrir uma subsidiária em Angola. Diana Layfield, a executiva-chefe do banco, diz que as oportunidades vão além do petróleo. “A economia de Angola está se diversificando”, diz. “O setor não petrolífero deverá crescer cerca de 10% este ano – com um avanço particularmente forte nos setores de serviços públicos, comércio e agricultura. Angola também faz parte do corredor comercial China-África, que vem crescendo em ritmo acelerado, e responde por um quinto do comércio total do continente com a China.”
A rede de fast food americana KFC está entre as franquias mais novas a entrar em operação na capital Luanda. Isto seria inimaginável há uma década.
Mas apesar de sua riqueza em recursos naturais, ou talvez por causa disso, Angola continua sendo um lugar notoriamente caro e desafiador para as empresas operarem, já que serviços básicos como taxis são praticamente inexistentes. A pobreza é visível em todos os lugares, com favelas se espalhando pela periferia de Luanda a minutos dos prédios novos e reluzentes do centro da cidade. Favelas têm sido derrubadas para abrir espaço para novos empreendimentos imobiliários.
A educação é outro grande problema. Apenas 66% das meninas chegam a ser alfabetizadas, segundo a Organização das Nações Unidas (ONU). A expectativa de vida é de 51,5 anos, mas melhorou bem desde 1970, quando era de 37 anos. Mas as elites estão se beneficiando de um boom econômico, como novas lojas comerciais e restaurantes atendendo os novos ricos. A Shoprite, maior rede de supermercados da África, vendeu mais garrafas do vinho espumante JC Le Roux no ano passado, em suas 19 lojas em Angola, do que em todas as demais 382 lojas da África do Sul.
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O crescimento econômico não foi acompanhado por avanços políticos. É aqui que Angola mostra como é o outro lado da história do “despertar da África”. O país é altamente dependente de uma commodity – o petróleo representa cerca de 80% da receita do governo – e é governado por um partido político dominante, o Movimento Popular de Libertação de Angola (MPLA). José Eduardo dos Santos, o presidente, de 71 anos, está no cargo há 35 anos, o segundo líder há mais tempo no poder na África, atrás de Teodoro Obiang, da Guiné Equatorial, e à frente de Robert Mugabe, do Zimbábue.
Os críticos acusam o presidente de comandar um regime autocrático intolerante a críticas. Da mesma forma que acontece em outros países que após guerras passaram a ser governados por antigos movimentos de libertação, o MPLA (que era um grupo marxista apoiado pela antiga União Soviética e Cuba) predomina em meio a uma oposição débil e fragmentada, governando muitas vezes de forma pouco transparente, com uma burocracia sufocante.
As acusações vão desde corrupção e clientelismo político, que enriquecem membros da elite, incluindo familiares de Eduardo dos Santos, em detrimento da maioria da população. Os críticos destacam que a mulher mais rica da África é Isabel dos Santos, filha mais velha do presidente.
Vários dos projetos de moradias que mudaram rapidamente a cara de Luanda estão muito além dos meios da maioria da população. A capital está entre as cidades mais caras do mundo, com hambúrgueres em hotéis chegando a custar US$ 40 e aluguéis caríssimos para estrangeiros, enquanto o país ocupa apenas a 148 posição no índice de Desenvolvimento Humano da ONU.
José Filomeno dos Santos, 36, filho do presidente e presidente do conselho de administração de um novo fundo de riqueza soberana de US$ 5 bilhões, pede paciência aos críticos. Seu discurso recorrente é o de que Angola deve ser julgada pelo progresso obtido nos 12 anos desde a morte de Jonas Savimbi, o líder do grupo de guerrilha direitista, da União Nacional para a Independência Total de Angola (Unita), que marcou o fim da guerra civil no país.
“É uma tendência em direção à transparência”, diz. “Não vai ser uma revolução ou uma mudança da noite para o dia. Mas vai ser algo gradual; vão ocorrer mudanças ao longo do caminho e vai ser um processo de aprendizado, em que se vai testando”.
Desde o fim da guerra, o Produto Interno Bruto (PIB) per capita subiu de US$ 690 para US$ 6 mil, enquanto os angolanos que vivem com menos de US$ 1 por dia caíram de 68% para 37% da população, de acordo com a ONU.
A frustração com a imensa diferença entre os que têm muito e os que não têm nada, somada ao descontentamento quanto à corrupção generalizada, contribuiu para desencadear uma série de protestos esporádicos, desde 2011, organizados por jovens enfurecidos e opositores. A reação dos serviços de segurança contra as demonstrações foi condenada de forma generalizada pelos ativistas. Em novembro, membros da guarda presidencial supostamente balearam e mataram um manifestante em um protesto convocado para apoiar duas pessoas que teriam sido sequestradas em manifestação anterior, segundo o grupo de defesa dos direitos humanos Human Rights Watch, com sede nos EUA.
“Em Angola temos uma democracia multipartidária, mas não uma sociedade plural”, diz Isaac, Open Society Initiative. “O MPLA controla tudo.”
Ainda assim, Mário Cruz, executivo do Banco Atlántico e integrante da jovem classe executiva emergente de Angola, tem confiança de que o país avança na direção certa, tendo em vista seu histórico. Ele cita o imenso crescimento do número de pessoas com contas bancárias, que buscam crédito, compram carros e usando sites de relacionamento social – dados que os especialistas sobre o continente usam para alimentar a história do “despertar da África” – para sustentar seus argumentos.
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“Temos um longo caminho pela frente, mas sou muito otimista quanto a isso”, diz. “O governo, lentamente, está mudando, mas não se pode olhar para frente sem também olhar para trás [aos danos provocados pelas guerras].”
E assim como os executivos do petróleo recomendam paciência e cautela ao buscar a próxima grande descoberta de petróleo no pré-sal, há advertências contra as expectativas de uma transformação econômica ou política radical em uma nação que ainda se ressente das consequências da guerra.
Fonte: Financial Times — texto extraído do Valor Econômico


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PRÉ-SAL E OS INTERESSES DE PETROLÍFERAS ESTRANGEIRAS.

Pré-sal: Brasil contrariou interesses de petrolíferas estrangeiras

Pelo novo modelo de partilha, o petróleo continua de propriedade da União, mesmo após a jazida ser eventualmente explorada por uma empresa privada.


Dr. Rosinha (*)

 
Arquivo

A oposição (PSDB, DEM, PPS e PSB) ao governo Dilma e os entreguistas da mídia desejam sangrar a Petrobras, a bem dos EUA, como já registrei em artigo anterior. Querem transformar a Petrobras em um ringue de disputas políticas partidárias eleitorais. São os autoproclamados defensores da CPI, como se CPIs servissem para alguma coisa.

Lembra a CPMI do Cachoeira? Alguns dizem – seria necessário uma investigação específica para confirmar ou não – que o resultado teria sido mais dinheiro para algumas campanhas.

Estes que agora pregam a honestidade e a moralidade são os mesmos que, quando governaram o país, fizeram de tudo para privatizar a Petrobras.

É bom lembrar que quando exercia o papel governista (dos anos 90 até 2002), a oposição demotucana quebrou o monopólio estatal da Petrobras, escancarou a terceirização, privatizou alguns setores e unidades da empresa, reduziu drasticamente os efetivos próprios, estagnou investimentos em exploração, produção e refino e ainda tentou mudar o nome da Petrobras para Petrobrax. Foi nessa época que a empresa protagonizou alguns dos maiores acidentes ambientais do país e o afundamento da P-36.

São esses mesmos neoliberais que insistem em atacar a gestão estatal que desde 2003 iniciou o processo que faz da Petrobras uma empresa verdadeiramente pública e voltada para os interesses nacionais.

Aos fatos: em 2002 a Petrobras valia R$ 30 bilhões, sua receita era de R$ 69,2 bilhões, o lucro líquido de R$ 8,1 bilhões e os investimentos não passavam de R$ 18,9 bilhões. Uma década depois, em 2012, o valor de mercado da Petrobras passou a ser de R$ 260 bilhões, a receita subiu para R$ 281,3 bilhões, o lucro líquido para R$ 21,1 bilhões e os investimentos foram multiplicados para R$ 84,1 bilhões.

Vale lembrar que foi no governo PSDB-DEM que se promulgou a famosa lei 9.478/97. Essa norma produziu duas grandes consequências. Em primeiro lugar, a Petrobras abriu seu capital social para investidores estrangeiros. Assim, a estatal teve 36% de suas ações vendidas na Bolsa de Nova Iorque. Com isso, a União reduziu a sua participação acionária de cerca de 60% para 32,53% do capital social total. Ressalte-se que essa operação não representou o ingresso de recursos para a Petrobras, mas proporcionou na época o aumento na sua base acionária, principalmente no estrangeiro.

Com tal venda, a Petrobras teve ainda de cumprir, a partir de 2002, com a lei americana “Sarbanes–Oxley” (SOX), uma norma bastante rigorosa que obriga as empresas que têm ações em bolsas norte-americanas a submeter suas decisões de negócios e informações às autoridades supervisoras do mercado dos EUA.
 
Dessa maneira, os presidentes de Petrobras são obrigados a ir a Nova Iorque para prestar contas das ações da empresa e submeter-se a questionamentos dos acionistas norte-americanos. Interessante notar que muitos desses acionistas são associados às companhias competidoras da Petrobras.

Em segundo lugar, a lei 9.478/97 introduziu, no Brasil, o modelo de exploração por concessão. Conforme tal modelo, o petróleo e o gás são de propriedade da empresa privada que os explora. O petróleo, nesse caso, só pertence à União enquanto não estiver sendo explorado. Assim que uma empresa começa a explorar uma jazida, pelo modelo de concessão, o petróleo e o gás passam a ser de sua propriedade. Com isso, o país perdeu o controle estratégico da produção e comercialização de hidrocarbonetos, pois a empresa concessionária podia fazer o que quisesse com a sua jazida. Ou seja, o petróleo deixou de ser nosso. Na realidade, a citada lei já estava preparando o terreno para uma futura privatização da Petrobras, que PSDB-DEM queriam chamar de Petrobrax.

Com a recuperação da empresa e com a nova realidade criada pelo pré-sal, os governos do PT resolveram criar um novo marco regulatório para o setor, que enterrou o modelo de concessão criado pelo PSDB-DEM. Para os campos do
pré-sal, o que vale agora é o modelo de partilha. Nesse novo modelo, o petróleo continua de propriedade da União, mesmo após a jazida ser eventualmente explorada por uma empresa privada. A empresa apenas recebe uma participação por seus serviços. Esse novo marco regulatório assegurou que o petróleo do
pré-sal seja realmente nosso. E também determinou que a Petrobras seja a operadora privilegiada dos campos.

O petróleo, agora abundante, voltou a ser nosso. É isso que incomoda. E muito. Se antes a Petrobras incomodava, hoje incomoda muito mais. As empresas estrangeiras não podem mais se apossar das megajazidas, como podiam na época do PSDB-DEM. Para explorá-las, têm de se associar à Petrobras.

Na defesa do interesse nacional, público e republicano, precisamos proteger a Petrobras, mas sem transmitir a ideia de que se esconde corrupção. Se eventualmente algum malfeito for constatado, os órgãos de Estado estão apurando e tomarão as medidas cabíveis.

 
(*) Médico pediatra e servidor público, é deputado federal pelo PT do Paraná.


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PRÉ-SAL – O potencial petrolífero brasileiro além do pré-sal.

 

O potencial petrolífero brasileiro além do pré-sal – O potencial petrolífero brasileiro além do pré-sal

O potencial petrolífero brasileiro além do pré-sal (final)

Recursos não convencionais das bacias terrestres

O que são recursos petrolíferos não-convencionais? A grosso modo são produções de óleo e gás a partir de rochas que tradicionalmente não seriam consideradas como rochas reservatórios capazes de expelir volumes comerciais destes hidrocarbonetos. Acumulações convencionais produzem óleo e gás a partir de rochas porosas e permeáveis tais como arenitos e carbonatos. Acumulações não-convencionais produzem volumes significativos de gás a partir de arenitos fechados e não permeáveis (tight gas sandstones), óleo e gás a partir de rochas finas como folhelhos (shale oil e shale gas), gás a partir de carvão mineral (coal-bed methane), ou óleo e gás a partir de arenitos e carbonatos fechados, mas extremamente fraturados (fractured reservoirs).

Mas, como isto é possível? Convencionalmente e tradicionalmente, produções comerciais a partir de tais rochas não era possível até há alguns anos atrás. Mas, o avanço de tecnologias especiais tais como a perfuração abundante e multi direcional de poços horizontais, o fraturamento hidráulico das rochas fechadas, a sintetização de fluidos complexos que auxiliam na abertura e na manutenção das fraturas e o barateamento destas técnicas promoveram uma reviravolta na indústria petrolífera dos Estados Unidos. E eu enfatizo, nos Estados Unidos! Lá, devido a grandes produtividades de óleo e gás a partir de folhelhos, o país tornou-se autossuficiente em gás e diminuiu consideravelmente a importação de óleo. A despeito do que se anuncia febrilmente e erroneamente na imprensa leiga e especializada, em nenhum outro país do mundo, produções a partir de recursos não-convencionais foram reportadas. Ao contrário, em alguns países como a Inglaterra e a França tais produções foram proibidas, devido aos problemas ambientais reportados nos Estados Unidos.

O que existe hoje em dia é uma tremenda pressão e marketing por parte das companhias de serviço detentoras do know-how destas tecnologias especiais para venderem seus serviços fora dos Estados Unidos. Igualmente, as companhias operadoras de E&P tentam obter posições privilegiadas em países onde as condições geológicas e operacionais dos Estados Unidos possam se repetir. O problema é que as condições geológicas dificilmente se repetem de bacia para bacia. Elas podem ser piores (como na Hungria e na Polônia) ou até ser melhores (como é o caso da Argentina e da China) do que as conhecidas nas bacias norte-americanas.

Para que estes recursos não-convencionais sejam comerciais necessita-se de uma malha de gasodutos, ferrovias e rodovias de tal monta que apenas nos Estados Unidos pode ser encontrada.

O que definitivamente não se repete em nenhum país do mundo são as condições operacionais e de infra-estrutura existentes nos Estados Unidos. Para que estes recursos não-convencionais sejam comerciais necessita-se de uma malha de gasodutos, ferrovias e rodovias de tal monta que apenas nos Estados Unidos pode ser encontrada. Necessita-se de um mercado estabelecido e acostumado ao consumo de gás. Enfim, o casamento de condições geológicas, operacionais e de infra-estrutura tão favorável como o que aconteceu nos Estados Unidos, dificilmente se repetirá em um futuro próximo em qualquer outro país.

No Brasil, muito se fala no potencial do shale gas das bacias Paleozóicas. Descartam-se imediatamente para este propósito as bacias do Solimões e Amazonas pela suas localizações remotas. A prospecção e produção de shale gas requerem civilização próxima. Restam, portanto, as bacias do Parnaíba e Paraná. Infelizmente, os folhelhos destas bacias possuem teores de carbono orgânico muito inferiores aos dos folhelhos de mesma idade norte-americanos. Além disto, seus processos de maturação também são não-convencionais, a partir do aquecimento por intrusões de diabásio (e não por subsidência e soterramento normais, como na maioria das bacias sedimentares do mundo). Isto fragmenta em muito os chamados sweet spots (áreas com maiores concentrações de gás nos folhelhos) tornando-os pequenos, separados e difíceis de predizer.

Os poços nestas bacias brasileiras custam na ordem de dezenas de milhões de dólares. Nos Estados Unidos poços em bacias homólogas custam menos que 10 milhões de dólares. E há que se perfurar dezenas a centenas de poços para se esgotar um único sweet spot, tendo em vista que as produções de poços individuais são pequenas e de curta duração. Além disso, no Brasil, não há nenhuma malha de gasodutos razoavelmente densa em cima das bacias paleozóicas.

Nas áreas superficiais das bacias paleozóicas, não há mercado estabelecido e fiel para gás. Para as bacias de idade Proterozóica, a pesquisa de shale gas é revestida de um risco ainda maior, já que geologicamente, as chances de se encontrar folhelhos com alto teor de matéria orgânica são menores ainda do que nas Paleozóicas. Para estas, fica a esperança de produzir gás a partir de fractured reservoirs, reservatórios em arenitos e carbonatos fechados mas que possuam quantidades comerciais de gás em sua rede de fraturas. É neste recurso não-convencional que a maioria das companhias operadoras na Bacia do São Francisco deverá concentrar suas futuras atividades.

Restam, então, as tradicionais e pequenas bacias terrestres de idade Cretácica (Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo). Nestas, sim, os folhelhos possuem teores altos de matéria orgânica, suas maturações foram atingidas por processos geológicos convencionais, os sweet spots devem ser densos e concentrados, fáceis de se predizer e, na superfície, existe certamente uma malha de gasodutos típica de qualquer bacia produtora de óleo e gás madura. Principalmente, nas bacias do Recôncavo e Potiguar.

Potenciais não podem ser comparados com recursos, recursos não podem ser comparados com reservas. Cada um tem um grau associado de incerteza quanto à sua existência.

Consequentemente, o mercado para gás nestas regiões também é melhor estabelecido do que em outras regiões não petroleiras. Surge, portanto, uma possibilidade de reavivamento destas bacias aparentemente esgotadas: a exploração não só de shale gas, mas também de shale oil. Para isto, tecnologia específica, grandes somas de recursos financeiros e um extremo cuidado ambiental são necessários. Pequenas firmas de petróleo dificilmente terão estas capacidades. Tem-se assim um nicho para que companhias médias a grandes, detentoras destas características, possam voltar a atuar nas bacias terrestres marginais brasileiras. Ou então, surge a chance para que grupos de investidores e companhias de serviço atuem junto a empresas pequenas nacionais que possuam um corpo técnico já montado, financiando-as e equipando-as tecnologicamente para estes desafios.

Um lembrete…….

E, por último, nunca esqueçam que a maneira correta de se anunciar potenciais, recursos, reservas e estimativas de produções petrolíferas é sempre através de intervalos de números associados às probabilidades de aqueles números ocorrerem. O mundo geológico é um mundo probabilístico, não determinístico. Portanto, neste universo, números nada significam se não estiverem associados à probabilidade de eles ocorrerem. Engenheiros, economistas e empresários são treinados para serem precisos e têm a falsa impressão de viverem em um mundo determinístico. Frequentemente, anunciam números únicos para certas grandezas sem associá-los ao risco e comparam números de grandezas em faixas de incertezas completamente distintas.

Potenciais não podem ser comparados com recursos, recursos não podem ser comparados com reservas. Cada um tem um grau associado de incerteza quanto à sua existência. Estas grandezas não podem ser comparadas, muito menos somadas. Dentro da mesma categoria de incerteza (potencial, recurso e reserva) números só poderão ser somados se tiverem sido previamente ponderados pelos seus riscos associados. Em suma, quando o leitor se deparar com notícias de volumes de hidrocarbonetos, indague sempre em que faixa de incerteza de sua ocorrência se situa aquele número e qual a probabilidade de aquele número ocorrer dentro daquela faixa. Desta maneira, o investidor que possui o dinheiro e que certamente sabe muito bem o risco que está disposto a assumir terá uma melhor noção se deve ou não investir no empreendimento anunciado. Assim, evitar-se-ão eventuais desapontamentos e/ou cobranças por expectativas não alcançadas.

Pedro Victor Zalán é geólogo e consultor da ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo Ltda


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PRÉ-SAL – Entrevista com Ildo Sauer, ex-diretor da Petrobras.

Pré-sal e o embate geopolítico estratégico. A maior privatização da história política do Brasil. Entrevista especial com Ildo Sauer

“É um absurdo que um país, sem saber quanto tem de petróleo, coloque em leilão um campo com gigantesca dimensão”, declara o engenheiro.

Confira a entrevista.

Foto: http://bit.ly/1ex4o0C

“Nenhum país do mundo faz o que o Brasil está fazendo: leiloar aos poucos o acesso da produção de petróleo de campos cujo total é desconhecido”, adverte Ildo Sauer, em entrevista concedida à IHU On-Line, ao comentar o leilão do Campo de Libra, anunciado para 21 de outubro deste ano. Na avaliação dele, a iniciativa da Presidência da República é equivocada, porque “não faz sentido” colocar em leilão o Campo de Libra, que, “segundo a Agência Nacional do Petróleo – ANP, pode ter entre 8 e 12 bilhões de barris, apesar de haver estimativas de que possa chegar a 15 bilhões de barris. Se os dados forem esses, trata-se da maior descoberta do país”. De acordo com ele, o “Brasil não sabe se tem 50 bilhões, 100 bilhões ou 300 bilhões de barris. Se o país tiver 100 bilhões, estará no grupo de países de grandes reservas, se tiver 300 bilhões, será o dono da maior reserva do mundo, porque 264 bilhões é o volume de barris da Arábia Saudita”.

Na entrevista a seguir, concedida por telefone, Sauer explica como ocorreu o processo de investigação da camada pré-sal e as razões que levam o Estado brasileiro a optar pelo leilão, ao invés de contratar a Petrobras para explorar as novas reservas petrolíferas. “A minha perplexidade e apreensão é de que o Conselho Nacional de Política Energética, comandado pela Presidência da República, deliberou colocar esse campo em leilão. Parece-me que essa decisão é baseada em problemas da macroeconomia, das contas externas e do déficit público, que tem sofrido uma deterioração considerável nas contas”, menciona. E dispara: “Até agora, a estratégia brasileira está completamente equivocada, e Libra é apenas a cabeça de ponte, é o início de um processo de deterioração e de um papel subalterno que o Brasil está cumprindo nesse embate global entre os países que detêm reservas e recursos e aqueles que querem se apropriar deles pagando o mínimo possível. Petróleo não é pizza, não é boi, não é um negócio qualquer”.

Ex-diretor executivo da Petrobras, responsável pela Área de Negócios de Gás e Energia, entre 2003 e 2007, Sauer assegura que, caso a Petrobras fosse contratada para explorar o Campo de Libra, seria possível pagar o investimento da exploração em no máximo três anos, garantindo uma produção de petróleo por 30 anos, com uma “produção um pouco superior a 1 milhão, 1,5 milhão de barris por dia, que daria um excedente proporcionalmente menor, mas mesmo assim chegaria a algo entre 35, 40 bilhões”.

Ildo Sauer alerta que, quando se trata de petróleo, “um lucro enorme está em disputa”, e o “governo americano quer dobrar a espinha dorsal da OPEP, fazer com que haja novamente uma superprodução de petróleo, que o preço caia e que os benefícios do uso do petróleo voltem a ser apropriados pelos países consumidores, ou seja, os países desenvolvidos”. E acentua: “A ação brasileira parece que é absolutamente ingênua ou destituída de conhecimento do embate geopolítico estratégico em que está se dando esse teatro de operações em torno do petróleo”.

Ildo Sauer é graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul – UFRGS, mestre em Engenharia Nuclear e Planejamento Energético pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ e doutor em Engenharia Nuclear pelo Massachusetts Institute of Technology. Atualmente é professor titular da Universidade de São Paulo – USP.

Confira a entrevista.

Foto: http://bit.ly/16UQMVE

IHU On-Line – Como ocorreu o processo de descoberta da camada pré-sal, e como ficou definida que ocorreria a exploração do petróleo no país?

Ildo Sauer – Há tempo a Petrobras vinha investigando a possibilidade de haver petróleo na camada pré-sal e, para tal, ela buscou parcerias nacionais e internacionais, centros de pesquisa, empresas, para trabalhar na área de elaboração e interpretação das imagens captadas da camada pré-sal.

A ideia se consolidou em 2005, quando se descobriu que abaixo do Campo de Parati, que tem uma camada de 300 metros de sal, havia petróleo leve, ou seja, um pequeno “bolsão” do pré-sal.

Foi isso que deu confiança à diretoria da Petrobras para, em 2006, autorizar a reentrada de investigação para averiguar se havia ou não mais poços de petróleo.

Na primeira tentativa de investigação, chegou-se ao sal sem encontrar petróleo. Por conta disso, houve uma longa discussão e avaliação técnica, e a diretoria da Petrobras autorizou a reentrada da plataforma da TransOcean no Campo — a um custo de 264 bilhões de dólares —, que perfurou os 3 km de sal e encontrou petróleo leve. Estava, então, nesse momento, confirmado o modelo geológico do pré-sal, assim como uma nova realidade muito alvissareira e auspiciosa para o país.

A notícia foi repassada ao presidente da República em 2006, mas mesmo assim o governo federal manteve o leilão de petróleo, o qual posteriormente foi anulado na Justiça.

Aí há um paradoxo que é importante sacar: de um lado a Petrobras avançou em suas pesquisas e comunicou ao presidente da República, à época Luiz Inácio Lula da Silva, e à presidente do Conselho Nacional de Políticas Energéticas, que naquele tempo era a Senhora Rousseff, que estávamos tendo um contexto petrolífero no país, mas o governo decidiu leiloar o petróleo.

Primeiros poços de petróleo

Em 2006, descobriu-se o primeiro poço de petróleo, em seguida, o segundo, que confirmou e permitiu delimitar a extensão do Campo de Tupi, algo em torno de cinco a oito bilhões de barris.

Trata-se de uma descoberta gigantesca para o tipo de campo que se vinha descobrindo no Brasil, na camada pós-sal. A partir daí começamos a entender que o pós-sal possivelmente também seria petróleo formado no pré-sal e que, ao se romper a camada de sal por causa dos movimentos próximos da costa, o petróleo migrasse para cima e sofresse transformações, se tornando mais pesado por conta desse processo, retendo-se em camadas impermeáveis superiores acima do sal, formando aqueles bolsões de petróleo de menor dimensão, que são do pós-sal, os quais tinham garantido a efêmera autossuficiência do Brasil em 2006. Entretanto, tal descoberta foi tão festejada quanto abandonada por causa da Política Energética Brasileira em relação ao etanol e às políticas da expansão da frota de veículos. Hoje o Brasil importa petróleo e derivados, ou seja, há um prejuízo para a Petrobras. De qualquer maneira, o pós-sal e o pré-sal têm essa relação.

Em 2007, foi construído o segundo poço, o qual permitiu dimensionar o Campo de Tupi. Em novembro de 2007, foi feita a retirada de 42 blocos do entorno de Tupi, mas mantido o leilão, apesar de ter sido desaconselhado pelo Clube de Engenharia, pelos dirigentes da Petrobras e pelos movimentos sociais. Todos diziam que o governo deveria esperar para dimensionar as reservas do pré-sal, concluir o processo exploratório e avaliar o que fazer com tais reservas.

Estratégia

Em qualquer lugar do mundo, quando se descobre uma nova província petrolífera ou mineral, se faz um esforço para dimensioná-la. Mas isso até hoje não foi feito no Brasil, e é um dos primeiros problemas que temos em relação ao Campo de Libra. Deveria ter sido feita a conclusão do processo exploratório, que significava simplesmente concluir as sísmicas. A Petrobras poderia ser contratada para fazer isso. Nenhum país do mundo faz o que o Brasil está fazendo: leiloar aos poucos o acesso da produção de petróleo de campos cujo nem o total do pré-sal é conhecido, nem dos campos individuais. O Campo de Libra está indo a leilão com apenas um poço, o que não permite delimitar com precisão qual é o volume de petróleo existente. Ninguém vende uma fazenda cheia de bois sem contar o número de bois. Quer dizer, não faz sentido colocarmos em leilão o Campo de Libra, que, segundo a Agência Nacional do Petróleo – ANP, pode ter entre 8 e 12 bilhões de barris, apesar de haver estimativas de que possa chegar a 15 bilhões de barris. Se os dados forem esses, trata-se da maior descoberta do país.

IHU On-Line – Por que a decisão de leiloar esses campos?

Ildo Sauer – A decisão é da Senhora Rousseff, que preside o Conselho Nacional de Políticas Energéticas. Deu na veneta dela reunir o Conselho, composto pelos ministros a ela subordinados, e presidentes de órgãos pela presidência nomeados, que estão lá para referendar as vontades do príncipe, ou nesse caso, da princesa. Então, é um absurdo que um país, sem saber quanto tem de petróleo, coloque em leilão um campo com essa gigantesca dimensão de petróleo. O governo nem sequer se deu ao trabalho de concluir a exploração de Libra, quando deveria ter concluído os dados do pré-sal como um todo para sabermos se temos os 50 bilhões de barris mais ou menos já confirmados com a sucessão de descobertas dos vários campos, desde Parati, Tupi, Libra, Franco e todos os outros que vieram depois e já foram anunciados.

Ao longo de 60 anos de pós-sal, que se completam no dia 3 de outubro, a Petrobras descobriu cerca de 20 bilhões de barris de petróleo, produziu cinco bilhões, está produzindo cerca de 700 milhões de barris por ano nos últimos tempos – a produção está estagnada nesse patamar de dois milhões de barris por dia. Hoje a estatal também tem reservas convencionais de pós-sal da ordem de 15 milhões.

Obviamente, quando num leilão não há precisão nem certificação do volume de petróleo, isso é precificado contra quem leiloa. Ninguém vai oferecer algo ao governo se não tiver certeza do produto que pretende comprar. Então, nesse sentido, há uma série de movimentos sociais apoiados por pesquisadores e professores, que estão buscando o caminho das manifestações políticas e da Justiça para impedir esse leilão, o qual não convém ao interesse público e nacional.

A minha perplexidade e apreensão é de que o Conselho Nacional de Política Energética, comandado pela Presidência da República, deliberou colocar esse campo em leilão. Parece-me que essa decisão é baseada em problemas da macroeconomia, das contas externas e do déficit público, que tem sofrido uma deterioração considerável nas contas. De modo que essa proposta de pedir 15 milhões de reais de pagamento de bônus para assinatura é uma coisa que não tem sentido, pois só piora o resultado final do leilão, na medida em que alguém precisa, de antemão, pagar um valor tão grande.

IHU On-Line – Como avalia a modalidade de contrato de partilha de produção?

Ildo Sauer – A lei da partilha de produção foi sancionada pelo presidente Lula nos últimos dias de seu governo, se não no último. Ele, ao longo de oito anos, alegremente exercitou o modelo da concessão, o qual dizia, enquanto candidato à presidência, combater e alterar, apesar de o manter intacto e inalterado durante seu governo. De todo modo, acabou criando o modelo de contrato de partilha. Este modelo tem uma única válvula de escape que é interessante para a nação, ou seja, uma cláusula que permite a contratação direta da Petrobras sem licitação. Por que o governo não está exercitando essa opção? É preciso perguntar. Por que o governo também não cumpre aquelas cláusulas que são princípios básicos da administração pública, que exigem impessoalidade, publicidade, eficiência e moralidade?

O modelo de contrato de partilha de produção adotado no Brasil prevê o seguinte: o governo pode contratar diretamente a Petrobras e, de forma transparente, negociar com ela, ou seja, negociar como se daria a produção, em que ritmo, quais parceiros a Petrobras poderia ter em razão da dificuldade financeira pela qual está passando. Essa dificuldade financeira foi criada pelo próprio governo, ao impor à Petrobras uma espécie de assédio moral, onde a estatal não está cumprindo a lei, porque a lei manda praticar preços competitivos. Hoje parte da gasolina, do diesel, do gás natural está sendo importada a preços superiores aos de venda interna, causando prejuízo. A Petrobras está descapitalizada por esse longo processo que vem ocorrendo desde 2008 para cá, e nesse momento a empresa está comprometida com um plano de investimento estratégico de longo prazo bastante grande. É nesse contexto que o governo decide fazer o leilão de Libra.

Leilão do patrimônio público

O governo não está leiloando somente o Campo de Libra sem saber a sua dimensão, mas está leiloando outro patrimônio público, que é a capacitação de a própria Petrobras, que foi construída ao longo de seis décadas, operar. A empresa pode ter um eventual parceiro, que virá a ser um mero sócio financeiro, mas que poderá ter até 70% do volume de petróleo.

Qual é o procedimento que o governo está adotando? O leilão vai definir qual é a fração do óleo lucro, depois de deduzir todas as despesas de investimento. Eu estimo que esse Campo de Libra terá entre 15 e 22 plataformas, ao custo de três a quatro bilhões de dólares cada uma, e teremos algo entre 60 e 80 bilhões de dólares, mas poderá entrar no ritmo de produção algo em torno de um a dois milhões de barris por dia, se for tomada a decisão microeconômica de produzir o quanto antes mais petróleo, como querem todos aqueles que operam em razão do regime financeiro, a qual é inadequada para a exploração desse petróleo.

De qualquer maneira, exaurindo 15 bilhões de barris em 20 anos, será possível ter uma média de dois bilhões de barris por dia, que gerariam um excedente econômico típico, cujo custo está em torno de 15 dólares. Com o custo de capital, mais operação, mais os 15% de royalties, chegaremos a 30 dólares de custo. De maneira que o excedente de 70 dólares por barril, a um pouco mais de 700 milhões de barris por ano, dois milhões por dia, significa um excedente de 50 bilhões. Portanto, em um ano ou dois, é possível pagar o investimento com esse ritmo de produção.

Se o ritmo de produção for mais lento, no caso de estender a produção por 30 anos, teríamos uma produção um pouco superior a um milhão, 1,5 milhão de barris por dia, que daria um excedente proporcionalmente menor, mas mesmo assim chegaria a algo entre 35, 40 bilhões, o que novamente permitiria pagar em dois anos e meio, três anos, todo o investimento. A partir daí, sim, entra o óleo lucro.

Trata-se, portanto, da maior privatização da história política do Brasil. O governo do PT, que foi eleito se contrapondo às privatizações e à privatária anterior, está agora promovendo o maior leilão da história. Tendo um excedente econômico de 50 bilhões por ano, ao longo de 20 anos, isso dá um trilhão de dólares. Esse é um valor extraordinariamente elevado para ser tratado com a displicência com que o governo está tratando e com a desinformação junto ao Congresso Nacional, à mídia e à sociedade. Mas o mais grave é outro problema: a ausência de uma estratégia para o país se inserir no mercado internacional de petróleo.

IHU On-Line – Qual é a posição do Brasil no cenário geopolítico? O país está atento ao significado político e econômico da camada pré-sal?

Ildo Sauer – Nossa proposta é que, primeiro, se delimite o volume de petróleo, de forma que, sabendo quanto petróleo se tem, é possível fazer uma estratégia nacional de produção. É preciso lembrar que o conceito de royalties original é “uma retribuição ao soberano por ele abrir mão de um recurso natural que não estará mais disponível”. O soberano, de acordo com a Constituição Federal, é a nação brasileira. O artigo 20 da Constituição diz que os recursos do subsolo, incluindo aí o petróleo e outros recursos minerais, pertencem à nação. O artigo 5º da Constituição garante aos brasileiros direitos sociais, acesso a educação, saúde, moradia e outros. O governo diz que não consegue cumprir os direitos sociais porque não possui recursos, mas não considera os recursos que estão assegurados à Constituição pelo artigo 20. Então, o caminho mais razoável é delimitar as reservas de petróleo, fazer um plano nacional de desenvolvimento econômico e social, saber quanto o governo precisa investir todos os anos em educação pública, saúde pública, reforma urbana, mobilidade, informatização, proteção ambiental, ciência e tecnologia, infraestrutura produtiva e, acima de tudo, em um programa que assegure ao Brasil, à medida que o petróleo for se exaurindo, capacidade suprir as necessidades energéticas.

Tendo um plano nacional nessa dimensão, seria possível estimar qual a produção do petróleo necessário para financiar esse plano. Mas isso é o contrário do que o governo está fazendo. As denúncias de espionagem dos Estados Unidos junto à Petrobras e ao governo federal se vincula diretamente a esse problema geopolítico e estratégico. O governo parece que não se deu conta da dimensão que isso tem. Fazer o controle do ritmo de produção é fundamental para manter o preço do produto. E quem tem de reter essa capacidade de definir o ritmo de produção é o governo federal. Na medida em que se outorga o contrato de concessão ou de partilha, que tem cláusulas predefinidas sobre o ritmo de produção, o consórcio opera segundo a lógica microeconômica e busca retirar, o quanto antes, o maior volume de recursos financeiros possível daquele contrato de concessão ou de partilha, que neste caso pode se transformar num verdadeiro problema internacional.

Petróleo no cenário mundial

Volto ao ponto fundamental. Até 1960, grande parte dos recursos de petróleo do mundo estava na mão das companhias de petróleo multinacionais, comandadas pelas conhecidas sete irmãs: 84% do petróleo estavam na mão delas; 14%, da União Soviética; e 2%, das empresas nacionais. Em 1960 foi criada a Organização dos Países Exportadores de Petróleo – OPEP, que fez duas tentativas e transferiu o excedente econômico que ia para as empresas em direção aos países que detinham as reservas. Hoje, no mundo, mais de 90% das reservas de petróleo conhecidas estão em mãos de Estados nacionais, que têm ou empresas 100% estatais, ou empresas híbridas, como é o caso da Petrobras.

O Brasil não sabe se tem 50 bilhões, 100 bilhões ou 300 bilhões de barris. Se o país tiver 100 bilhões, estará no grupo de países de grandes reservas, se tiver 300 bilhões, será o dono da maior reserva do mundo, porque 264 bilhões é o volume de barris da Arábia Saudita. A Venezuela passa disso, se formos considerar o petróleo ultrapesado. De petróleo convencional normal, a Venezuela se encontra no patamar de 80 a 120 bilhões de barris, onde se encontra a Líbia, o Iraque, o Irã, os Emirados Árabes, que são os países do segundo bloco.

Experiência russa

A Rússia passou por um processo semelhante ao que o Brasil está passando agora. O governo Boris Iéltsin fez um modelo de entrega do petróleo aos grandes grupos econômicos, como Lula e Dilma tentaram com Eike Batista, mas não deu muito certo, porque ele encontrou petróleo, mas não soube produzir. De toda forma, o controle das reservas mundiais e do ritmo de produção é feito em coordenação da OPEP com a Rússia. A OPEP produz cerca de 25 milhões de barris e coloca isso no mercado, junto com a Rússia. Ambas produzem o volume de petróleo necessário para suprir grande parte da demanda, além da produção autônoma interna de vários países.

Então, a OPEP conseguiu, no choque de 1963-1969, aumentar o preço do petróleo, mas fracassou, porque a União Soviética vendia petróleo fora do controle para obter moeda forte e conseguir superar o bloqueio da Guerra Fria. Além disso, o México também vendia para outros países, e algumas nações não cumpriam as cotas determinadas pela OPEP.

Apesar disso, de 2005 para cá, a OPEP, junto com a Rússia, está mantendo o nível de produção num patamar que tem permitido manter o preço do petróleo acima de 80 dólares, 100 dólares, que seria o preço pelo qual é possível obter um substituto, que seria, nesse caso, a liquefação do carvão, que custa muito e polui. Esse preço regulador é mais ou menos compreendido como um patamar sustentável desde que a OPEP mantenha a coordenação. Se o Brasil entrar rendendo dois milhões de barris por dia, mais o excedente que a própria Petrobras está prevendo no plano dela, e o que o senhor Batista, antes de fracassar, previa, o país estará cumprindo um papel de desestruturar a coordenação e a redução de preço que, em última instância, é contra o interesse dos exportadores de petróleo. Aliás, é isso que está na base do acordo feito pela senhora Rousseff com o senhor Obama, em março de 2011, e anunciado pela Casa Branca, dentro de um documento de estratégia para garantir a segurança energética do Premium Secure Energy Supply.

Entre os pontos acordados pelos presidentes, nos interessa o ponto em que eles concordaram em compartilhar o desenvolvimento dos vastos recursos do pré-sal. O mesmo documento diz que o governo americano também está negociando com o México a abertura do Golfo do México, na parte mexicana. O governo americano vai colocar em produção a sua plataforma continental, de forma que o programa de biocombustíveis, o programa de ciência energética e mudança do paradigma tecnológico da mobilidade, fazem parte de uma iniciativa do governo americano com o objetivo final de quebrar a OPEP e fazer com que a antiga ordem volte a imperar, onde o petróleo tem o preço bem mais baixo do que tem hoje.

Produção de petróleo

Hoje, o custo da produção do petróleo no Brasil está em torno de 15 dólares. Na Arábia Saudita, o custo é menos de um dólar. De maneira que isso está gerando um excedente econômico da ordem de quase 100 dólares o barril. O mundo que produz hoje consome cerca de 30 bilhões de barris por ano, ao ritmo de quase 85 milhões de barris por dia. Isso gera um excedente econômico entre 2 e 3 trilhões de dólares em um PIB mundial de 65 trilhões. Portanto, um lucro enorme está em disputa. Hoje esse dinheiro sai dos países que consomem e vai para os países produtores de petróleo. O governo americano quer dobrar a espinha dorsal da OPEP, fazer com que haja novamente uma superprodução de petróleo, que o preço caia e que os benefícios do uso do petróleo voltem a ser apropriados pelos países consumidores, ou seja, os países desenvolvidos.

Esse é o quadro geopolítico que nós nos encontramos, e a ação brasileira parece que é absolutamente ingênua ou destituída de conhecimento do embate geopolítico estratégico em que está se dando esse teatro de operações em torno do petróleo.

Brasil na geopolítica mundial

Vejo com muita preocupação a forma com que o governo vem conduzindo o problema do Campo de Libra, e a estratégia global do pré-sal brasileiro. Provavelmente, o cenário que expus sobre o petróleo, o seu papel, a sua apropriação social no processo produtivo da sociedade urbana e industrial que nós construímos no último século, prevê que o petróleo deve ter mais valor daqui para frente, dada a dificuldade de substituí-lo em comissões de produtividade adequadas por outros recursos, como o carvão e as renováveis, que têm um preço de produção bastante elevado, em torno de 80 a 100 dólares por barril. Não havendo outras possibilidades no momento, é possível que o petróleo mantenha um preço elevado no futuro, desde que se tenham duas coisas: reservas certificadas, que nós poderemos ter, e tecnologia e capacidade produtiva no entorno do complexo da Petrobras. Tendo essas duas coisas, é melhor produzir apenas para fazer os investimentos naquelas prioridades que citei antes: educação pública, saúde pública, reforma urbana, reforma agrária, ciência de tecnologia, proteção ambiental e transição energética, e fazer parceria com países que dependem de petróleo e que podem nos ajudar, como a China, a Índia e outros que poderão nos ajudar no processo de modernização da estrutura produtiva brasileira. Ou seja, é melhor deixar o petróleo nas reservas de maneira certificada.

Até agora, a estratégia brasileira está completamente equivocada, e Libra é apenas a cabeça de ponte, é o início de um processo de deterioração e de um papel subalterno que o Brasil está cumprindo nesse embate global entre os países que detêm reservas e recursos e aqueles que querem se apropriar deles pagando o mínimo possível. Petróleo não é pizza, não é boi, não é um negócio qualquer. O petróleo cumpriu o seu papel estratégico no sistema de acumulação em torno da hegemonia do sistema capitalista ao longo do último século, permitiu avanços extraordinários, um mundo de 7 bilhões de habitantes com uma estrutura extraordinária de produção e circulação.

O governo brasileiro parece não entender a dimensão do problema, ou, por ingenuidade, por incompetência, está cometendo algo que chamo de crime de responsabilidade contra o interesse nacional ao iniciar o processo de leilão; ou seja, a maior privatização da história do país, muito superior a todas as privatárias dos governos anteriores, em um lance só.

IHU On-Line – A presidente da Petrobras alegou que não teria condições financeiras para explorar sozinha o Campo de Libra. A empresa precisa de uma parceria?

Ildo Sauer – Vamos falar a verdade. Isso é tudo jogo de cena para criar confusão! Não falta dinheiro para quem tem reserva de petróleo e tem capacidade tecnológica. Nenhuma empresa tem dinheiro diretamente. Quem tem dinheiro são os bancos, o sistema financeiro e a China, que hoje detém reservas da maior monta do mundo em função do seu processo de produção, exportação e acumulação, que financia grande parte da dívida americana, por exemplo. Então, não falta dinheiro no mundo.

O possível sócio da Petrobras é um mero sócio financeiro, que irá aportar um montante que for definido no leilão, o qual pode chegar até 70%. É possível investir em outro modelo. Por isso, propomos definir uma estratégia brasileira em primeiro lugar, e, posteriormente, quando se decidir produzir petróleo, chamar a Petrobras, contratá-la, definir seus eventuais parceiros de maneira aberta e transparente, negociar as condições, por exemplo, com um parceiro chinês. As empresas chinesas seriam o parceiro ideal para esse processo, assim como empresas indianas ou outras mais.

Como disse, Libra, na minha estimativa, vai custar entre 60 e 80 bilhões de dólares. Além disso, o governo precisa construir a cadeia produtiva brasileira. Infelizmente o governo não se planeja, não expande a formação de recursos humanos, a expansão da capacidade industrial brasileira, das áreas de serviços. Não adianta criar essa situação que temos hoje: as empresas prometem conteúdo nacional, não cumprem, a ANP as multa e acabou! Falta planejamento no país em todos os níveis: educação, saúde, infraestrutura, nas cadeias produtivas da área de energias, etc. O Brasil é um país que opera no dia a dia no improviso. E isso ficou claro com a decisão de tentar queimar o Campo de Libra para resolver um pequeno problema econômico das contas externas e das dívidas públicas. De maneira que o problema financeiro é um mito que inventaram; não falta dinheiro para quem tem reserva de petróleo certificada. O nível de endividamento da Petrobras é facilmente resolvível mediante um modelo diferente de negócio, porque a lei permite. A lei não é boa, ela poderia ser melhor, mas tem suficiente espaço para fazer uma política que garanta o interesse nacional e o interesse público.

(Por Patricia Fachin)


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LEILÕES DO PRÉ-SAL – Debate no Congresso Nacional.

CAE e CI debatem leilões do pré-sal com diretora-geral da ANP

As Comissões de Assuntos Econômicos (CAE) e de Serviços de Infraestrutura (CI) realizam audiência pública na quarta-feira (28), às 7h30, para ouvir a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard. O debate foi solicitado pela senadora Vanessa Grazziotin (PCdoB-AM). De acordo com requerimento, apresentado pela parlamentar em 4 de junho último, a audiência servirá para debater a primeira rodada de leilões de campos de petróleo do pré-sal sob o regime de partilha.
Logo após a audiência, a CI realiza reunião para votar a indicação de Waldyr Martins Barroso para o cargo de diretor da ANP. Ele é atualmente superintendente de Refino e Processamento de Gás Natural da Agência. No relatório sobre a indicação, lido na última reunião da CI, o senador José Pimentel (PT-CE) ressalta a ampla experiência profissional e acadêmica do indicado, como também seu “elevado conceito no campo de especialidade do cargo”. Waldyr Martins Barroso será sabatinado antes da votação. Se aprovado pela Comissão e, posteriormente, pelo Plenário, sua indicação completará o quadro da diretoria da ANP, que trabalha com pelo menos um cargo vago desde o final do ano passado.
CMA discute impacto econômico e ambiental da exploração gás natural não convencional
A inclusão de áreas de gás natural não convencional, no próximo leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em novembro, motivou o pedido de realização de audiência pública na Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle (CMA), marcada para esta terça-feira (27). Foram convidados o diretor de Recursos Hídricos do Ministério do Meio Ambiente, Marcelo Medeiros; o secretário executivo de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Antônio Guimarães; o secretário de Desenvolvimento Tecnológico e Inovação do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, Álvaro Prata; o chefe de Gabinete da Agência Nacional do Petróleo, Sílvio Jablonski; e Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, este último por sugestão do senador Delcídio do Amaral (PT-MS). O debate terá início às 8h30, na sala 6 da Ala Nilo Coelho, no Senado.


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O PRÉ-SAL SEM MILAGRES.

Da Folha

José Sérgio Gabrielli de Azevedo: O pré-sal, sem milagres

Em artigo publicado nesta Folha no último dia 18, o professor Rogério Cezar de Cerqueira Leite incorreu em erros sobre o pré-sal brasileiro, comentando, algumas vezes em tom jocoso, as relações entre essa riqueza de hidrocarbonetos com as perspectivas do etanol.

O primeiro equívoco refere-se à autoria do anúncio dos excelentes resultados da Petrobras. O recorde de 300 mil barris diários do pré-sal foi anunciado pelos veículos oficiais da Petrobras, e não por mim.

O segundo equívoco refere-se ao seu espanto com a necessidade de formar redes de pesquisa. Diferentemente de outras operações industriais, a produção de petróleo tem desafios tecnológicos constantes, de origem natural ou operacional.

Essas demandas fazem com que, mesmo com tecnologias dominadas, seja necessária a existência de uma rede de conhecimento que dê respostas rápidas aos desafios.

É esse o sentido das redes temáticas constituídas no Brasil, sob a direção da Petrobras, organizando milhares de pesquisadores e expandindo a capacidade de investigações empíricas no meio acadêmico brasileiro. Não entendo o sentido do “uau” do professor da prestigiosa Universidade Estadual de Campinas.

Ele demonstra também o seu desconhecimento sobre a indústria ao minimizar o significado do declínio natural da produção. Deveria saber que, em média, a produção de petróleo decai de 7% a 10% ao ano, queda relacionada às perdas esperadas dos reservatórios em produção.

Paradas de manutenção e aumento da taxa de declínio na Bacia de Campos explicam por que, apesar da produção adicional do pré-sal, a produção brasileira não cresceu.

O professor faz uma pergunta completamente sem sentido em relação a OGX. Talvez somente a obliteração da razão por motivos ideológicos tenha levado o professor aos erros primários em relação a empresa do chamado “reconhecidamente experto empresário Eike Batista”.

Ele demonstra falta de informação quando diz que a OGX foi criada para explorar o pré-sal –quando criada, não era nem sequer habilitada para operar em águas profundas.

Quanto às diferenças de produtividade na produção entre áreas vizinhas, o professor deveria saber que a geologia ensina que áreas adjacentes não necessariamente têm as mesmas propriedades.

Por fim, o professor, que por razões profissionais deveria ser informado, parece desconhecer que, dos 237 bilhões de dólares do investimento da Petrobras menos da metade destina-se ao pré-sal.

Um dos grandes desafios da Petrobras é garantir a expansão de sua capacidade de refino. O mercado brasileiro de combustíveis fósseis está crescendo a taxas extraordinariamente elevadas nos últimos anos, praticamente esgotando a capacidade existente nas refinarias. A substituição de importações de derivados só será possível com a construção de novas refinarias.

A comparação feita pelo professor entre produção de combustíveis fósseis e etanol não tem sentido econômico. Enquanto os investimentos previstos para o etanol são descentralizados em inúmeros agentes, a previsão do pré-sal se concentra em uma só empresa.

Os mecanismos de financiamento de um sistema dependem fortemente da produção atual; já o grande limitador do etanol relaciona-se com a plantação e a colheita da cana-de-açúcar, que pressupõe mecanismos de financiamento não estruturados. Esses últimos erros até são perdoados ao professor emérito de física da Unicamp. Afinal, economia não é sua especialidade.

JOSÉ SÉRGIO GABRIELLI DE AZEVEDO, 63, ex-presidente da Petrobras (2005-2012), é secretário de Planejamento da Bahia


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PRÉ-SAL: RECORDE DE PRODUÇÃO EM FEVEREIRO.

 
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Pré-sal

Enquanto é alvo de campanha negativa da direita e da grande imprensa, a Petrobras segue trabalhando para que o pré-sal seja de fato a base de nosso desenvolvimento nos próximos anos.

Em fevereiro, houve recorde de produção no pré-sal, com 300 mil barris por dia. “A produção de 300 mil barris por dia foi alcançada sete anos, apenas, depois da primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, ocorrida em 2006”, disse a Petrobras em comunicado.

Esse tempo é inferior ao observador em outras importantes áreas de produção no mundo. No Golfo do México, por exemplo, isso levou 17 anos. Além disso, o pré-sal está em camadas profundas, o que torna o resultado ainda mais significativo.

 E a marca de 300 mil barris/dia foi alcançada com apenas 17 poços. “Isso evidencia a elevada produtividade dos campos já descobertos na camada pré-sal”, acrescenta a Petrobras.

Também merece destaque o fato de as reservas provadas no Brasil serem de mais de 16 bilhões de barris. A produção de petróleo deverá passar dos 2 milhões de barris/dia produzidos no ano passado para 4,2 milhões de barris em 2020. Em 20 anos, de 1991 a 2011, a Petrobras teve um crescimento de 164% nas reservas

De 2005 a 2010, 63% de todas as descobertas do mundo foram em águas profundas foram no mar brasileiro.

Tudo isso demonstra que a campanha contra a Petrobras tem fundo puramente político. A companhia está muito melhor agora do que na época do tucanato, quando não era tratada com prioridade pelo governo FHC.