Tabela 3. Blocos exploratórios da Bacia de Santos, por regime de exploração, empresas concessionárias e operadoras.
Fonte: Elaboração própria com base em Anuário Estatístico 2018 da ANP e Resultados das rodadas de Licitação da ANP. ¹Empresa operadora do Bloco Exploratório.
Blocos Regime de Exploração Concessionários (%)
BM-S-8 Concessão – Rodada 2
BM-S-24 Concessão – Rodada 3 Petrobras¹ (80)/Petrogal Brasil (20) S-M-623 Concessão – Rodada 7 Petrobras¹ (60)/Repsol Sinopec (20)/Shell Brasil (20)
S-M-619 Concessão – Rodada 7 Petrobras¹ (80)/Repsol Sinopec (20)
S-M-518 Concessão – Rodada 7 S-M-1037 Concessão – Rodada 9 S-M-1102 Concessão – Rodada 9 S-M-1101 Concessão – Rodada 9 S-M-1165 Concessão – Rodada 9 S-M-1166 Concessão – Rodada 9
S-M-1537 Concessão – Rodada 14 Karoon (100%)*
S-M-536 Concessão – 15 Rodada ExxonMobil Brasil (64%)¹; QPI Brasil (36%) S-M-647 Concessão – 15 Rodada ExxonMobil Brasil (64%)¹; QPI Brasil (36%)
S-M-764 Concessão – 15 Rodada Chevron Brazil (40%)¹; Wintershall Holding (20%); Repsol (40%) Libra Partilha – 1 Rodada
Sul de Gato do Mato Partilha – 2 Rodada Shell Brasil (80%)¹ e Total E&P do Brasil (20%) Entorno de Sapinhoá Partilha – 2 Rodada Petrobras (45%)¹, Shell Brasil (30%) e Repsol Sinopec (25%)
Norte de Carcará Partilha – 2 Rodada Statoil Brasil O&G (40%)¹, Petrogal Brasil (20%) e ExxonMobil Brasil (40%) Perola Partilha – 3 Rodada Petrobras (40%)¹, CNODC Brasil (20%) e BP Energy (40%) Alto de Cabo Frio Oeste Partilha – 3 Rodada Shell Brasil (55%)¹, CNOOC Petroleum (20%) e QPI Brasil (25%) Alto de Cabo Frio Central Partilha – 3 Rodada Petrobras (50%)¹ e BP Energy (50%)
Statoil Brasil1 (76)/Petrogal Brasil (14)/Barra Energia (10)
Shell Brasil1 (80)/Total E&P do Brasil (20)
Karoon1 (100)
Karoon1 (100)
Karoon1 (100)
Karoon1 (100)
Karoon1 (100)
Petrobras1 (40)/Total E&P Brasil (20)/Shell Brasil/ (20)/CNODC Brasil/ (10)/CNOOC
2.3. As novas técnicas e a aceleração da produção de petróleo
promovido pelos círculos de cooperação de fornecedores
Para Karl Marx ([1857] 2015, p. 45), o ato de produção, enquanto etapa
stricto sensu do processo produtivo, deve ser entendido antes de tudo como um ato de
consumo. Desse modo, e como já foi inicialmente debatido no capítulo 1, é possível entender a etapa inicial do processo produtivo de um determinado ramo, necessariamente, como a etapa final de outros tantos ramos que nela se encerram. Ou seja, toda etapa de produção é precisamente a etapa de consumo, ainda que derivado de outros ramos distintos que compõem a produção “em geral”.
Dado o amplo número de agentes, bens, insumos e serviços envolvidos e demandados pelo CEP de petróleo, em especial nas produções em mar, se mostra imperioso distinguir alguns modos de cooperação que são estabelecidos para a realização dessas trocas. A partir da proposição de Alejandro Rofman (1999, p. 37- 39), é possível reconhecer ao menos duas formas de vinculação entre os circuitos: uma vinculação direta, representada pelas relações técnicas de produção, geralmente estabelecidas entre agentes dispersamente distribuídos no globo, por vezes, distantes dos locais e regiões onde se desenvolve a etapa produtiva, que possuem elevado nível de concentração de capital e grande poder de negociação, fornecendo partes, peças e serviços altamente especializados; e vinculações indiretas, em que outros agentes econômicos, geralmente presentes no mesmo lugar da produção, são induzidos ou de fato têm sua dinâmica de crescimento alterada por seu relacionamento com aqueles agentes diretamente vinculados, provendo-lhes serviços de apoio, peças ou reparos indiretamente ligados à produção.
Além dos altos níveis de complexidade técnica e de capitais envolvidos, é possível reconhecer outros elementos fundamentais que diferenciam as formas de vinculação direta e indireta dos agentes participantes do CCE de fornecedores. Dentre elas, as que se mostram mais significativas são as trocas informacionais,
sobretudo aquelas codificadas e com forte carga técnica e científica; e financeiras, que podem se expressar na forma de mecanismos de financiamento direto ou de acesso a linhas de créditos especiais. No entanto, há diferenças importantes também em relação aos dispositivos de cooperação normativos, sobretudo de ordem técnica e corporativa, que mediam tais modos de vinculação71. Desse modo, inclusive, se
mostra ainda mais coerente classificar tais dinâmicas de trocas de bens, insumos e serviços enquanto um círculo de cooperação no espaço, dada a importância existente das trocas imateriais nesses processos. Assim, o presente subcapítulo se centrará mais precisamente no CCE de fornecedores que possuem vinculação direta com a produção, enquanto as discussões sobre as vinculações indiretas serão melhor aprofundadas no capítulo 4.
Para isso, se faz necessário primeiramente reconhecer quais são os agentes centrais e que exercem maior poder sobre os mecanismos de coordenação desse CCE de fornecedores. No circuito do petróleo, especialmente na etapa de produção, tais agentes são representados pelas empresas operadoras dos campos de produção. Segundo a legislação brasileira, estas são estabelecidas a partir do processo licitatório realizado pela agência reguladora72. No caso da Bacia de Santos,
como pode ser observado nas Tabelas 4 e 5, além do Mapa 12, a Petrobras atua de forma ainda mais marcante, quando comparado aos blocos de exploração. Pois ela figura como operadora em 9 dos 11 campos em estágio de produção e 14 dos 20 que estão estágio de desenvolvimento. Isso se dá principalmente em razão da existência de campos sob o regime de exploração de Cessão Onerosa73 nessa bacia, sobre os 71 Uma discussão mais aprofundada sobre o que se entende por “dispositivos de cooperação”, assim como uma operacionalização maior dos mecanismos normativos técnicos e corporativos para o caso dos CCEs de fornecedores será realizado no capítulo 4.
72 A forma de processo licitatório para exploração e produção de petróleo, realizado por meio de uma agência reguladora, não é o único modelo de controle estatal sobre essa atividade, sendo esse o adotado no Brasil desde a Lei do Petróleo, em 1997.
73 Esse regime de exploração foi estabelecido conjuntamente com o de Partilha de Produção, em 2010. Seu principal objetivo era fortalecer financeiramente a Petrobras para desenvolver suas operações no então recém descoberto Pré-sal. Além disso, ele foi importante para aumentar a
quais a Petrobras se mostra como única operadora. Contribui também o fato da data de realização dos processos licitatórios dos blocos dos quais eles derivaram74 terem
sido realizados anteriormente à divulgação de descoberta dos grandes reservatórios em camada pré-sal, em 2007. Ou seja, no momento em que a Bacia de Santos ainda não era considerada uma importante fronteira do CEP do petróleo.
Mesmo quando não participa enquanto operadora do campo, a Petrobras ainda atua nessa etapa da produção com outras empresas, firmando consórcios no contrato de licitação. Assim, a Petrobras participa investindo montantes de capitais, podendo obter parte dos recursos recuperados (na forma de petróleo e rendimentos) e influenciando nas decisões técnicas e operacionais com relação às atividades de produção. Porém, cabe principalmente ao operador as escolhas dos principais objetos e sistemas técnicos, e em certa medida os agentes fornecedores, a serem empregados na atividade.
Portanto, mais uma vez se observa a centralidade da Petrobras nos direcionamentos e sentidos do circuito no território brasileiro, assim como na Bacia de Santos. Todavia, é possível observar como se inicia um processo de fragilização dessa centralidade ao se observar a Tabela 5, em especial o Campo de Lapa, localizado dentro do polígono do Pré-sal, onde a Petrobras aparece somente como parte do consórcio e não como operadora. Isso ocorre recentemente no bojo do processo de aprofundamento da política de desinvestimento da empresa e da revogação dos itens da Lei da Partilha que estabelecem a obrigatoriedade da
participação acionária do Estado no capital social da empresa. Debate que será aprofundado no capítulo 3.
74 Durante os leilões realizados pela ANP, são sempre ofertados blocos exploratórios onde as empresas petrolíferas, com ou sem auxílio das empresas de aquisição de dados, se comprometem a cumprir um Programa de Exploração Mínimo (PEM). Caso tais operações redundem em descobertas de petróleo e/ou gás natural, a empresa ou o consórcio pode realizar um Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) para avaliar o poço perfurado se mostra economicamente viável. Caso o seja, pode-se apresentar à ANP a declaração de comercialidade e, assim, definir o Campo de Produção onde se desenvolverá precisamente as operações de produção. Ver o termo “Campo de Produção” no glossário.
Petrobras como operadora única em todos os campos e blocos do Pré-sal. Assim, no final do ano de 2017, a empresa francesa Total E&P Brasil compra uma parcela das participações da Petrobras no consórcio, assim como o direito de figurar como operadora do campo.