ANEXO 9 – Questionários setor de petróleo e gás
2.1.3. O Pré-Sal, a Petrobras e o desenvolvimento do país
As descobertas e a posterior exploração de petróleo referentes ao pré-sal “é uma questão igual ou talvez até de maior importância para o País como foi, em meados do século XX, a luta pela exploração do petróleo brasileiro”. (DIAS, 2013), afirmou Maurício Dias em sua análise para a revista Carta Capital. O termo “pré” de palavra “pré-sal” refere-se à temporalidade geológica e não à profundidade onde se encontra o petróleo, ou seja, está em uma camada estratigráfica que é mais antiga do que a camada de rochas salinas. (DIARIODOPRESAL, acesso em 27/10/2016). Segundo Lucas Kerr de Oliveira, responsável pelo Diário do Pré-Sal,
Considerando-se a perfuração do poço, a partir da superfície, o petróleo do pré-sal é considerado subsal, pois está abaixo da camada de sal. Entretanto, a classificação destas rochas segue a nomenclatura da Geologia, que se refere à escala temporal em que os diferentes estratos rochosos foram formados. A rocha-reservatório do pré-sal foi formada antes de uma outra camada de rocha salina, que cobriu aquela área milhões de anos depois, ou seja, mais recentemente na escala de tempo geológica. (DIARIODOPRESAL, acesso em 27/10/2016).
Para descobrir essas reservas e operar com eficiência em águas ultraprofundas, a Petrobras precisou desenvolver tecnologia própria e dessa forma, a empresa atua “em parceria com fornecedores, universidades e centros de pesquisa”. (PETROBRAS, acesso em 29/10/2016). Assim, foram contratadas “sondas de perfuração, plataformas de produção, navios, submarinos, com recursos que movimentam toda a cadeia da indústria de energia”. (PETROBRAS, acesso em 29/10/2016). Segundo Morais (2013), a Petrobras enfrentou problemas no que diz respeito à “escassez de profissionais especializados em petróleo, especialmente de engenheiros, geólogos, geofísicos e químicos, essenciais ao aumento daquelas atividades” (MORAIS, 2013), e o autor afirma que a Petrobras instalou cursos próprios de formação de pessoal” (MORAIS, 2013), até que o sistema de ensino brasileiro “se adequasse para responder às novas e variadas demandas de profissionais”. (MORAIS, 2013).
A província38 pré-sal como é chamada a área onde há a “possibilidade de ocorrência
do conjunto de rochas com potencial para gerar e acumular petróleo na camada pré-sal” se caracteriza por “um polígono de aproximadamente 800 km de extensão por 200 km de largura, no litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo” (PETROBRAS, acesso em 29/10/2016). Suas jazidas "ficam a 300 km da região Sudeste, que concentra 58,2% do PIB39”.
38 “A província petrolífera anunciada está situada numa nova fronteira exploratória, onde pela primeira vez foi
atingida a camada pré-sal. A Petrobras é a única empresa, na condição de operadora, com ou sem parcerias, que perfurou, testou e avaliou as rochas do pré-sal, até hoje”. (PETROBRAS, acesso em 29/10/2016).
39 Produto Interno Bruto – soma de toda a produção de bens e serviços do país. (PETROBRAS, acesso em
(PETROBRAS, acesso em 29/10/2016). Nas áreas40 obtidas nas licitações ocorridas em 2000 e
2001, pela Petrobras e pelas empresas consorciadas era preciso de “um grande volume de informações sísmicas41 em 3-D para se iniciar as prospecções, “que se constituiu na maior
aquisição e interpretação de dados sísmicos naquela época no mundo, abrangendo 20.300 km2
de área” (MORAIS, 2013).
Assim, entre 2004 e 2007 foram realizadas perfurações em pelo menos quatro pontos: o primeiro (12/2004 a 07/2005) no Bloco Exploratório BM-S-10; o segundo (03/2006 a 07/2006) no Bloco Exploratório BM-S-11 e que se estendeu em Tupi Sul com a perfuração de um poço de extensão (05/2007 a 07/2007) para confirmar a descoberta; o terceiro (09/2007) aconteceu no Bloco Exploratório BM-S-9 e contou com outra perfuração na área chamada de Carioca que levou à descoberta de uma grande acumulação de petróleo “situado em águas com 2.140 metros de profundidade, a 273 km de distância da costa” (MORAIS, 2013); e o quarto ponto (12/2007) no Bloco BM-S-21, na área de Caramba, através do poço pioneiro 1-SPS-51, o qual “alcançou a extensão de 5.350 metros, a 280 km do litoral do estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.234 metros”. (MORAIS, 2013).
As descobertas42 foram oficialmente anunciadas em 08 de novembro de 2007 em
nome do consórcio43 formado pela Petrobras com a empresa britânica British Gas e a
portuguesa Petrogal – Galp Energia e apresentavam estimativas de uma mega reserva recuperável44 entre 5 a 8 bilhões de barris equivalentes de petróleo. Nesse interim, também foi
oficialmente reconhecida, “pela primeira vez, numa avaliação ampla, a possibilidade da existência de grandes jazidas de petróleo no Pré-sal das bacias sedimentares do Sul e Sudeste”. (MORAIS, 2013). Contudo, nos anos seguintes, novas acumulações de petróleo foram
40 “De acordo com as análises técnicas realizadas por equipes de geólogos, geofísicos e engenheiros da
PETROBRAS, as aquisições das áreas citadas basearam-se na convicção de que as seções geológicas profundas da Bacia de Santos, abaixo da camada de sal, constituíam uma promissora fronteira petrolífera a ser explorada, em razão da grande dimensão das suas estruturas geológicas; além disso, um importante fator para aumentar a probabilidade de se encontrar rochas sedimentares contendo hidrocarbonetos é a característica selante das rochas de sal”. (FORMIGLI et al., 2009 apud MORAIS, 2013).
41 “As imagens sísmicas indicaram a existência de alguns dados vitais: uma rocha geradora de petróleo, com uma
rota física por onde ele pudesse passar; uma rocha-reservatório, onde o óleo pudesse se acumular; uma rocha que pudesse aprisioná-lo e, por fim, um selo fechando toda essa estrutura. E não poderia haver selo melhor do que uma camada de dois quilômetros de sal." (Cf. Mario Carminatti, da PETROBRAS, em entrevista a Consuelo Dieguez, Revista Piauí, http://revistapiaui.estadao.com.br/edicao-28, jan/2009 apud MORAIS, 2013).
42 “Com o anúncio da descoberta, o governo retirou de licitação os direitos de exploração de 41 blocos localizados
em áreas do Pré-sal, que seriam leiloados, no final de 11/2007, na 9ª Rodada de licitações da ANP conf. Res. nº 06, de 08/11/2007, do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE". (MORAIS, 2013).
43 Consórcio: Petrobras (65%); BG Group (25%) e Petrogal – Galp Energia (10%).
44 “O volume descoberto, somente na acumulação de Tupi (posteriormente denominado de Campo Petrolífero de
Lula), que representa uma pequena parte da nova fronteira, poderá aumentar em mais 50 por cento as atuais reservas de petróleo e gás do país, que somam hoje 14 bilhões de barris”. (PETROBRAS, acesso em 29/10/2016).
seguidamente descobertas e em outubro de 2010, a área hoje conhecida como Libra45, foi
anunciada pela ANP como outra grande reserva de petróleo, em área ainda não licitada para exploração. Morais (2013) afirma que
o avanço das explorações na plataforma marítima, em águas crescentemente profundas, apoiado por intensos processos de formação de recursos humanos, de realização de pesquisas aplicadas cooperativas e por amplos programas de capacitação tecnológica, permitiu a agregação de importantes jazidas às reservas brasileiras de petróleo. (MORAIS, 2013).
Esta exploração, resultou em descobertas de reservatórios gigantes nas camadas do pré-sal das Bacias de Santos e de Campos, e a Petrobras registrou as primeiras declarações de comercialidade46 de campos de petróleo do pré-sal a partir de 201047, “assinalando o início do
desenvolvimento da produção comercial naquela área geológica”, afirma o autor. (MORAIS, 2013).
Quanto ao novo modelo regulatório do pré-sal adotado a partir de 2010, além dos contratos de concessão48, já em vigor, também compreende os sistemas de cessão onerosa49 e
de partilha de produção50 que foram instituídos através da promulgação das leis de nº
45 “O poço perfurado pela Petrobras para a ANP apresentou uma acumulação com elevado potencial médio, que
pode chegar a 7,9 bilhões de barris de petróleo equivalente e está situado a 183 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, sob 1.964 metros de lâmina d’água”. (MORAIS, 2013).
46 “A Declaração de Comercialidade à ANP é o ato que confirma que uma acumulação de petróleo em processo
de avaliação e testes apresenta volumes comerciais, permitindo ao operador proceder à denominação oficial do campo de petróleo, finalizar a fase de exploração da área e iniciar a fase de desenvolvimento da produção”. (MORAIS, 2013).
47 “Em 29 de dezembro de 2010, foi anunciada a comercialidade da área de Tupi/Iracema, a primeira do Pré-sal.
Os onze poços perfurados na área de Tupi/Iracema, até 2010, a partir do poço descobridor, em 2006, geraram as informações que permitiram a avaliação do total da reserva recuperável da área, abrangendo a reserva de Tupi, com 6,5 bilhões de barris, e a reserva de Iracema, com 1,8 bilhão de barris. O campo recebeu a denominação de Campo de Lula a partir de sua declaração de comercialidade”. (MORAIS, 2013).
48 Modelo Contratos de Concessão: “Normalmente usado em caso de risco exploratório médio ou alto. O
concessionário assume todos os riscos e investimentos de exploração e produção. No processo licitatório, o bônus de assinatura, o percentual de conteúdo local e o programa exploratório mínimo – uma proposta de trabalho de exploração que as empresas apresentam à Agência Nacional de Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – definem o vencedor. Em caso de descoberta comercial, o concessionário deve pagar à União, em dinheiro, tributos incidentes sobre a renda, além das participações governamentais aplicáveis (royalties, participações especiais e pagamento pela ocupação ou retenção de área). Depois de efetuados os pagamentos à União, o petróleo e o gás natural extraídos de um bloco são propriedade exclusiva do(s) concessionário(s). No Brasil, é aplicado a todas as bacias sedimentares brasileiras, com exceção das áreas do Pré-Sal e de áreas estratégicas. Áreas do Pré-Sal licitadas antes da vigência do regime de partilha também são reguladas pelo modelo de concessão”. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016).
49 Modelo Sistema de Cessão Onerosa: “A União, após autorização legal expressa, cedeu à companhia o direito de
exercer, por meio de contratação direta, atividades de exploração e produção em áreas do Pré-Sal que não estão sob o modelo de concessão, limitadas ao volume máximo de 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. Nessas áreas, a Petrobras arca com todos os custos e assume os riscos de produção. Os critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa foram estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, com base em laudos técnicos emitidos por entidades certificadoras independentes. Duração do contrato: 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos”. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016).
50 Modelo Sistema de Partilha de Produção: “Normalmente usado em caso de baixo risco exploratório. O
contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração e produção. A companhia ou o consórcio que executa as atividades assume o risco exploratório. No processo licitatório, o critério de julgamento é o percentual
12.276/201051 e de nº 12.351/201052, respectivamente. A Lei nº 12.351/2010 é alterada pela de
nº 13.365, de 29 de Novembro de 2016 “para facultar à Petrobras o direito de preferência para atuar como operador e possuir participação mínima de 30% (trinta por cento) nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime de partilha de produção”. (PLANALTO.GOV.BR, acesso em 29/10/2016). Entre as áreas reguladas pelo modelo de concessão estão, por exemplo, Marlim, Roncador, Lula e Jubarte. Já o bloco de Libra, no pré- sal da Bacia de Santos, foi a primeira área a ser licitada sob o regime de partilha de produção e a Petrobras tem 40% de participação nesse bloco. Quanto ao sistema de cessão onerosa os blocos originalmente concedidos foram: Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Iara e Peroba. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016). Assim, três sistemas passaram a conviver no país, o de concessão, o de cessão onerosa e o de partilha de produção. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016).
No Brasil, a União é proprietária do petróleo, mas a extração pode ser feita por empresas ou consórcios mediante diversas formas de pagamento, como os royalties, que dependem do sistema vigente. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016). A destinação dos royalties para as áreas de educação e saúde se deu com a publicação da lei de nº 12.858/201353
que prevê a aplicação desses recursos advindos dos royalties do petróleo num montante de 75%
de excedente em óleo (o chamado óleo-lucro), ou seja, quem oferecer à União a maior participação no volume de óleo produzido é o vencedor. No Brasil, o bônus de assinatura também é fixado no edital. Se uma eventual descoberta na área sob o sistema de partilha não for economicamente viável, a companhia ou o consórcio não recebe qualquer tipo de indenização da União. Se houver alguma descoberta comercial, a companhia ou o consórcio recebe, como ressarcimento, volumes da produção correspondentes a suas despesas na exploração (o chamado óleo-custo). Além do óleo-custo, recebe também os volumes de produção correspondentes aos royalties devidos e o óleo-lucro. O valor dos royalties é repassado à União, que o distribui aos estados e municípios. No Brasil, é adotado para as atividades de exploração e produção em áreas do Pré-Sal que não se encontravam sob o modelo de concessão antes da Lei 12.351/10 e em áreas estratégicas. Nesses casos, a Petrobras, como determina a Lei 12.351/10, atua sempre como operadora, com uma participação mínima de 30%”. (PETROBRAS, acesso em 01/11/2016).
51 Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010 – Autoriza a União a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. –
PETROBRAS o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, e dá outras providências. (PLANALTO.GOV. BR. <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12276.htm>).
52 Lei Nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010 – Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural
e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências. Sendo alterada pela Lei nº 13.365, de 29 de Novembro de 2016 – Altera a Lei no 12.351, de 22 de dezembro de 2010, para facultar à Petrobras o direito de preferência para atuar como operador e possuir participação mínima de 30% (trinta por cento) nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime de partilha de produção. (PLANALTO.GOV.BR. <http://www.planalto.g ov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2010/lei/L12351.htm> e <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2015-2018/2 016/Lei/L13365.htm> respectivamente).
53 Lei nº 12.858, de 9 de setembro de 2013 – Dispõe sobre a destinação para as áreas de educação e saúde de
parcela da participação no resultado ou da compensação financeira pela exploração de petróleo e gás natural, com a finalidade de cumprimento da meta prevista no inciso VI do caput do art. 214 e no art. 196 da Constituição Federal; altera a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989; e dá outras providências. (PLANALTO.GOV.BR. <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2011-2014/2013/lei/l12858.htm>).
para a educação e 25% para a saúde, além de que 50% do fundo social do pré-sal também deviam ser destinados para as áreas da educação e saúde. Segundo o Ministério das Minas e Energia, “O modelo proposto para a área do Pré-Sal no Brasil é diferente daquele de concessões adotado pela Noruega, país cujas reservas petrolíferas são decrescentes”. (MME.GOV.BR, acesso em 29/10/2016). Porém, “O modelo adotado pela Noruega foi estudado como ponto de partida, assim como foram estudados os modelos de outros países importantes para o setor”. (MME.GOV.BR, acesso em 29/10/2016). Dessa forma, a criação de uma empresa pública específica para a gestão das áreas contratadas foi considerada uma das ideias que coincidem com os interesses do setor petrolífero do Brasil. Assim, a Lei nº 12.304/201054, autorizou o
Poder Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).
A empresa Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA) é a responsável pela gestão dos contratos para a comercialização do petróleo e de gás natural produzidos nas áreas de partilha de produção e também nos locais em que vigoram os Acordos de Individualização da Produção (AIPs) no polígono do pré-sal. Porém, os riscos, assim como os custos e os investimentos necessários à execução do contrato de partilha são de responsabilidade dos contratados. E em relação aos AIPs é ela, a empresa responsável por representar a União nos acordos firmados referentes ao polígono do pré-sal e em áreas estratégicas e se “o projeto estiver na fase exploratória, celebra- se o Pré-Acordo de Individualização da Produção (Pré-AIP). Se já estiver na fase de produção, oficia-se o AIP”. (PRESALPETROLEO.GOV.BR, acesso em 01/11/2016). A empresa PPSA, por exemplo, é a gestora do contrato de partilha de Libra, assinado em dezembro de 2013. A área, que fica a 170 km do litoral do estado de Rio de Janeiro, é explorada por um consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%); e a União, por sua vez, recebeu R$ 15 bilhões como bônus com assinatura do contrato. De acordo com a Lei nº 12.304/2010, que autorizou a criação da empresa, “a PPSA não será responsável pela execução direta ou indireta das atividades de comercialização”. (PRESALPETROLEO.GOV.BR, acesso em 01/11/2016). Para isso, a PPSA pode contratar agentes comercializadores para desenvolver as atividades relativas à comercialização e esse agente tem a responsabilidade de fornecer à PPSA um panorama completo do mercado através
54 Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010 – Autoriza o Poder Executivo a criar a empresa pública denominada
Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e dá outras providências. (PLANALTO.GOV.BR. <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12304. htm>).
de relatórios e reuniões apresentando alternativas de preço e de compradores, dentre outras informações.
Porém, Rodrigues (acesso em 2016) afirma que para a sociedade brasileira as alterações institucionais referente ao petróleo e gás natural só podem ser garantidas se as discussões sobre a questão for para as ruas. O que preservou o monopólio estatal do petróleo, e consequentemente a Petrobras, entre os anos de 1953 e 1997 foi o povo nas ruas e não somente uma lei ou um dispositivo constitucional. (RODRIGUES, acesso 24/10/2016). Dessa forma, a Federação Única dos Petroleiros – FUP, “à frente de outras entidades dos movimentos sociais, propôs ao parlamento brasileiro uma nova legislação para a política energética nacional”. (RODRIGUES, acesso 24/10/2016). O Projeto de Lei nº 5.891/200955, tratava entre outras
coisas da transformação em empresa pública da sociedade de economia mista Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras; do monopólio estatal do petróleo, gás natural, e derivados; do Conselho Nacional de Política Energética e da Agência Nacional do Petróleo; e da destinação das receitas geradas pela atividade econômica para o combate às desigualdades sociais. (RODRIGUES, acesso 24/10/2016). O referido projeto de lei acabou sendo apensado a um outro Projeto de Lei de nº 2.502/2007 que também tratava de assunto semelhante. Por fim, a Lei nº 12.351/2010 acabou regulamentando essa matéria como descrita anteriormente, todavia a Petrobras continuou como uma sociedade de economia mista e assim, apesar da tentativa, não se conseguiu sua transformação numa empresa pública.
Para o funcionamento da cadeia produtiva do petróleo, em consequência do país possuir grandes reservas de petróleo e gás em águas profundas e ultra profundas, a navegação marítima e o setor naval se apresentam de forma imprescindível como será abordado a seguir no item 2.2.
Navegação Marítima, o Setor Naval Brasileiro e a Indústria do Petróleo
A navegação marítima e o setor naval brasileiro, no que diz respeito à importância que conferem ao setor petrolífero, principalmente pelas grandes reservas de petróleo e gás em águas profundas e ultra profundas que o Brasil possui, tornam-se imprescindíveis para o funcionamento da cadeia produtiva do setor. Segundo Rosélia Piquet (2012), com a política de
55 Projeto de Lei 5.891/2009 – Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio
estatal do petróleo, gás natural, e derivados, sobre o Conselho Nacional de Política Energética, e a Agência Nacional do Petróleo, sobre a transformação em empresa pública da sociedade de economia mista Petróleo Brasileiro S/A - Petrobrás, sobre a destinação das receitas geradas pela atividade econômica para o combate às desigualdades sociais, e dá outras providências. (CAMARA.GOV.BR. <http://www.camara.gov.br/sileg/integras/ 684267.pdf>).
“garantir maior participação às empresas nacionais no fornecimento ao setor petrolífero” praticada pelo governo Lula a indústria naval voltou a se reerguer possibilitando um aumento de empregos que em 2010 era da ordem de 78.400 contra dois mil postos de trabalho em 2000. (PIQUET, 2012). Com essa política,
o cenário da indústria naval mudou radicalmente, em função de deliberada política do governo do Presidente Lula em garantir maior participação às empresas nacionais no fornecimento ao setor petrolífero, os maiores estaleiros do País voltaram à ativa graças às encomendas para a construção de plataformas e seus módulos, de navios de apoio marítimo, de petroleiros para o transporte de óleo bruto e seus derivados. (PIQUET, 2012).
A autora argumenta que “o forte poder de difusão que a indústria do petróleo e gás é capaz de exercer” (PIQUET, 2012) é indispensável para a estrutura produtiva do país desde que seja