Edição 270 - MARÇO/2005 - Revista Petro & Química

ANP estuda alterações na concessão de campos maduros para estimular companhias independentes.

As companhias independentes nacionais já respondem por uma produção média de 741 barris diários, ou 0,05% da produção nacional. A sensação, no entanto, é de que, passados oito anos desde que o monopólio foi quebrado, a participação de empresas de pequeno porte na produção de petróleo poderia ser maior.

A falta de uma política específica para as atividades em campos considerados marginais tem sido apontada como a maior barreira para a consolidação de um segmento formado por companhias independentes no país.

O Governo Federal e a Agência Nacional do Petróleo se mostram preocupados em desenvolver o segmento – revendo pontos de gargalo, como as questões tributárias e ambientais.

“As medidas anunciadas na Rio Oil & Gas (sobre uma nova sistemática para a concessão de campos marginais) estão se materializando. O Conselho Nacional de Política Energética, a partir da Resolução Nº 2, de 8 de dezembro de 2004, definiu como objeto da Sétima Rodada de Licitações, entre outras coisas, os campos marginais de petróleo e gás natural visando à reativação da produção de campos com reservas conhecidas. Esses campos não atraem o interesse econômico das grandes empresas, em face do baixo volume de hidrocarbonetos recuperáveis, mas podem representar oportunidades interessantes para pequenas e médias empresas. Em decorrência disso, a ANP estará disponibilizando para a Sétima Rodada de Licitações vários campos marginais, desativados há algum tempo, nos Estados da Bahia e de Sergipe. Os contratos de concessão para esses campos marginais serão, necessariamente, diferentes dos contratos de concessão apresentados para as áreas exploratórias”, explica o diretor da ANP, Newton Monteiro.

Entre as empresas nacionais que já produzem petróleo no país, a Petrosynergy registrou, em 2004, uma produção média de 364 barris diários de petróleo, seguida pela W. Washington, com produção diária média de 272 barris, UP Petróleo com produção média de 95 barris diários, e PetroRecôncavo, com produção de 10 barris.

Comparados com a quantidade produzida pela Petrobras – 1.428 mil barris diários – e mesmo a Shell – 51,6 mil barris diários – a produção dessas pequenas companhias é pouco expressiva. Sua importância para a economia nacional reside menos na quantidade de petróleo produzido, mas principalmente no efeito que têm sobre a geração de emprego e renda – principalmente nas regiões mais pobres do país. “É chegado o momento de se modificar todo o conjunto de regulamentações, se é que se intenciona que essas empresas entrem no mercado (tirar restante)”, argumenta o geólogo Giuseppe Bacoccoli, da Coppe / UFRJ.

Por quase cinqüenta anos, o país se acostumou a trabalhar para uma única empresa – e seria natural que a abertura do setor encontrasse alguns gargalos, como a disponibilidade de mão-de-obra especializada e um parque supridor de equipamentos e serviços diversificado o suficiente para atender toda a demanda. “(tirar Então) se criou uma espécie de cultura exclusiva”, explica Bacoccoli, citando como exemplo a falta de cursos de engenharia do petróleo nas universidades brasileiras. “Com várias empresas trabalhando nesse segmento, podemos ter escala para sedimentar a capacitação tecnológica”, completa.

Não bastasse isso, o ambiente institucional criado a partir da abertura do setor de petróleo à exploração e produção por empresas privadas esteve longe de favorecer o surgimento de pequenas companhias operadoras no país. “Criar uma empresa de petróleo é relativamente simples. O problema começa quando ela adquire uma área exploratória: a ANP dá o mesmo tratamento às majors e às pequenas empresas em termos de exigências burocrática. Isso representa um custo praticamente proibitivo para uma empresa pequena”, conta o consultor Eduardo Rappel.

Correção de rota

Cada ator envolvido tem uma sugestão para consolidar um novo segmento empresarial formado por companhias independentes no país – sugestões essas que vão desde a sistemática de venda dos campos até à compra do óleo produzido.

“Mundo afora, existem várias regulamentações relativas ao aproveitamento de pequenas jazidas ou jazidas marginais por pequenos e médios produtores de petróleo. Foram analisadas várias experiências nessa área (especificamente Texas, Oklahoma, Kansas, nos Estados Unidos, e Alberta, no Canadá) e estamos procurando, a partir desses modelos, construir um que seja adequado à nossa realidade”, conta o diretor da ANP.

Simplificar o processo licitatório, com a separação de áreas marginais do processo tradicional, tem sido uma das solicitações de quem está envolvido com o assunto. “O sistema de aquisição de áreas não pode ser o mesmo dos blocos oferecidos para grandes companhias. Teria que ser um sistema em que pequenas áreas produtoras fossem oferecidas livremente para pequenas companhias”, comenta Bacoccoli.

O consultor cita como exemplo o próprio Texas, onde, além de livre negociação, a legislação sobre concessões cabe ao Estado ou à Província. “Um poço com uma vazão de 5 mil m³ de gás, que não vale nada para a Petrobras, é suficiente para uma empresa fazer um negócio combinado, como acontece com olarias. Mas não há a mínima condição de uma Agência Nacional, ou de um Ministério, correr atrás dessas coisas. Isso tem que ser do âmbito do Estado ou município, como ocorre nos EUA”.

A forma mais promissora para uma pequena companhia seria adquirir os blocos (tirar maduros) que, por ter uma produção pequena e declinante, já não interessam à Petrobras ou outra grande companhia – aquela história de que dono do supermercado não tem quitanda. “Quem possui um grande ativo não tem como se dedicar a pequenos negócios, que podem ser bons, mas interessam apenas a empresas de pequeno porte”, comenta Bacoccoli.

Só que, com o petróleo batendo a casa dos US$ 58, poucos campos são considerados marginais – e essa opção de adquirir áreas sob concessão da Petrobras, por enquanto, está descartada. Porque até mesmo a Petrobras volta a olhar com mais carinho os campos que havia disponibilizado para venda cinco anos atrás – tome como exemplo o campo de Massapé, o melhor poço já perfurado na Bahia nos últimos 20 anos, mas que quase foi colocado no edital de venda.
Resta então adquirir as concessões diretamente da ANP – como vem ocorrendo, de forma crescente, nas três ultimas rodadas de Licitação. Para a Sétima Rodada, a Agência incluiu acumulações já devolvidas pela Petrobras – que já têm instalada a infra-estrutura para tratamento e transporte do petróleo e do gás natural.

Outro assunto que poderia ser copiado do Texas é a tributação. “No Brasil, o governament take é o mesmo para quem trabalha no campo de Marlim ou num pequeno campo na Bahia. Isso exige mudanças. Nos EUA, as pequenas empresas que operam os poços marginais, com produção de até 10 barris por dia, têm isenção de impostos e garantia de compra do óleo pelo governo”, conta Bacoccoli.

“Para um pequeno produtor, os royalties e impostos são proibitivos. As empresas precisam pagar royalty pelo gás associado, mesmo que seja queimado”, acrescenta Eduardo Rappel.

A ANP explica que, em sua atribuição, a única alteração possível de implementação legal é a adoção da alíquota mínima de royalties prevista na Lei do Petróleo. “Os campos marginais a serem ofertados na Sétima Rodada de Licitações deverão ter uma alíquota de royalty de 5%”, diz Newton Monteiro.

“Dependendo da taxa interna de retorno, uma redução de 10% para 5% no royalty já pode viabilizar um projeto”, avalia o diretor da companhia Aurizônia, Renato de Tocantins.

Outra mudança prevista para a Sétima Rodada é a criação de uma nova categoria de operador – denominado provisoriamente como Operador D – visando incentivar o aparecimento de candidatos a pequenos produtores independentes de petróleo. “É uma imposição desse novo processo a adaptação da qualificação do licitante à natureza do negócio”, explica o diretor da Agência.

As dificuldades não param por aí: o acesso a linhas de crédito, numa atividade marcada pelo alto risco e investimentos específicos, ainda está longe do ideal. Em primeiro lugar pelo desconhecimento das entidades financeiras em relação à essa atividade – tanto é que a Petrobras vai buscar, na maioria das vezes, financiamento em bancos estrangeiros. E também porque , sem garantias para oferecer como contrapartida, fica ainda mais difícil obter um empréstimo de milhões de dólares que a atividade exige.

O diretor da ANP lembra que estão em andamento entendimentos com bancos comerciais – entre eles o Banco do Nordeste – para viabilizar esses empreendimentos. “Haja visto que eles são empreendimentos de produção de petróleo já descoberto e, por esta razão, estão desonerados do maior risco inerente a atividade petrolífera, qual seja o risco exploratório”.

Uma vez produzido...

Os problemas não param por aí: não há uma cadeia uma cadeia de fornecedores de equipamentos e serviços suficiente para atender a uma demanda de várias companhias de petróleo. E o volume de produção ainda não viabiliza a criação de uma infraestrutura alternativa para escoamento do petróleo ou do gás produzido – a Marítima planeja construir um terminal de estocagem, carregamento e despacho de petróleo na Bahia, o que pode ser o primeiro passo para quebrar o monopólio também no transporte.

A questão ambiental – mais especificamente a sistemática para abandono de poços – se apresenta como outro gargalo para as companhias. Em primeiro lugar porque a empresa que adquire um campo maduro arca com o passivo ambiental acumulado durante todo o período de produção. E os investimentos em abandono teria que acontecer justamente num período em que a companhia não está mais tendo receita com a produção.

Newton Monteiro explica que todos os campos marginais a serem ofertados na Sétima Rodada de Licitações constavam como passivo ambiental do antigo concessionário – como o arrasamento dos poços e instalações, e restauração ambiental. “O licitante deverá propor um plano de reabilitação para o campo envolvendo a utilização dos recursos ainda existentes na área. Desse modo, todos os recursos que vierem a ser utilizados pelo licitante vencedor passarão a ser responsabilidade exclusiva dele. Todo recurso não utilizado, continuará como responsabilidade do antigo concessionário”.

Mais importante do que isso seria vender o petróleo. “As pequenas companhias têm um único comprador, que é a Petrobras. As duas refinarias privadas do país já têm seu plano estruturado”, comenta Rappel.

A Petrobras utiliza uma fórmula baseada nas cotações do dólar e do petróleo no mercado internacional, só que dentro de uma faixa limite para piso e teto. Como esses preços têm dois donos – o vendedor e o comprador – nenhuma empresa divulga qual tem sido o valor negociado. “Quanto à compra de petróleos produzidos por terceiros no Brasil, cumpre informar que essas aquisições são feitas a preços de mercado, a exemplo das compras feitas pela Petrobras no mercado internacional”, limita-se a dizer a empresa, em nota oficial.
“Não conseguir vender o óleo pelo preço da commodity tem sido o principal entrave”, argumenta o diretor da Aurizônia.

O diretor da ANP ressalta que não cabe à ANP regular os preços de compra do óleo produzido. “Caberá a ANP fiscalizar essa atividade e, detectando procedimentos, inadequados levar o fato ao conhecimento das autoridades competentes”.

“São problemas que não dependem da capacidade gerencial”, finaliza Eduardo Rappel.