A indefinição sobre os rumos do setor de petróleo no Brasil preocupa as empresas. Mesmo com áreas promissoras para produzir, as brasileiras OGX, HRT e Barra Energia gostariam de mais oportunidades para aumentar sua presença no país. Já as companhias internacionais mostram inquietude com a continuidade de sua atividade no país, incluindo o destino do pessoal contratado e alocado no país e investimentos, que vão se concentrar ainda mais na Petrobras.
De acordo com levantamento feito pelo Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), as companhias associadas investiram quase US$ 30 bilhões no país entre 1998, ano da abertura do setor, e 2011. Essa soma representa 11,5% dos US$ 262 bilhões investidos pela Petrobras no mesmo período, mas cresceu constantemente a partir de 2006, quando foram investidos US$ 1,76 bilhão, até chegar a US$ 6,59 bilhões este ano.
A situação das empresas ligadas ao IBP difere umas das outras. Há quem tenha um futuro longo no Brasil, como as sócias da Petrobras no pré-sal (BG, Repsol e Galp, essas duas últimas associadas à chinesa Sinopec) e aquelas que quase estão acabando de cumprir seus programas exploratórios sem nenhuma descoberta. Nelson Silva, presidente da BG Brasil ressalta que em 2020 a produção da empresa no país responderá por cerca de um terço da produção global do grupo. Até lá, estão previstos investimentos de US$ 30 bilhões no país.
"Temos interesse em expandir nossos negócios no país, e avaliaremos todas as opções disponíveis", afirma Silva. Em 2020 a BG brigará com Repsol e Shell pela posição de empresa estrangeira com maior produção de petróleo no país. Não por acaso, a Shell também espera novas licitações. "Os números mostram que as áreas exploratórias estão acabando e isso é fundamental para a indústria manter sua sustentabilidade e planejamento. E sem novas áreas disponíveis para prospectar, as empresas vão ter menos gente trabalhando e menos investimento", explica Flavio Rodrigues, diretor de Relações com o Governo e Assuntos Regulatórios da Shell Brasil.
As empresas não informam quanto do seu portfólio atual será devolvido nos próximos anos - isso seria antecipar o resultado da exploração -, mas é fácil perceber a situação de algumas companhias. O caso mais emblemático é o da ExxonMobil. Maior petroleira do mundo em valor de mercado, ela tem apenas um bloco no país, o BM-S-22, na bacia de Santos. A empresa já se desfez seus ativos de distribuição no país (foram vendidos para a Cosan em 2008) e sem ter áreas para exploração e produção pode não ter outra alternativa a não ser deixar o país.
A própria Chevron, que também vendeu o segmento de distribuição da Texaco para o grupo Ultra, só opera no país o campo de Frade. Atualmente a empresa está proibida de perfurar no Brasil e mesmo assim prevê investir US$ 3 bilhões nos próximos três anos. Esse dinheiro irá para desenvolver os campos Papa Terra e Maromba. Como a Petrobras é operadora de ambos, isso significa que a sócia não tem qualquer ingerência. Quando o sócio não é operador, só discute os investimentos e divide os custos. O sócio não operador não precisa ter grande número de engenheiros e geólogos, entre outros profissionais necessários para explorar e produzir em um país.
Uma nova rodada de licitações também é crucial para novatas entrarem no país sem pagar bilionários prêmios por participações acionárias em ativos já sob concessão, como os desembolsados pela chinesa Sinopec para entrar no pré-sal, até agora através da Repsol e Galp. Foi através de licitação que a argentina Oil M&S comprou áreas em 2005 que hoje são parte do portfólio de três empresas que não existiam naquela época: OGX (que fez sua estreia em leilões em 2007), HRT e Petra Energia.
A HRT se associou este ano com a russa TNK-BP para explorar áreas na Amazônia e aguarda novas rodadas com ansiedade não disfarçada pelo presidente, Marcio Mello. "Temos grande interesse na 11ª Rodada. O Brasil precisa dela o mais rápido possível e para a HRT é fundamental, uma vez que permite abrir novas fronteiras exploratórias onde temos grande conhecimento", diz Mello.
No governo não há explicação sobre os motivos da indefinição sobre a 11ª Rodada, mas uma fonte do setor acha que ela ficou comprometida pelo recente vazamento no campo da Chevron. "Eu diria que essa rodada ficou mais complicada", pondera. Há também quem avalie que a preocupação da presidente Dilma Rousseff esteja relacionada com as dificuldades enfrentadas pela indústria, notadamente a Petrobras, para cumprir as regras de conteúdo local.
Por esse raciocínio, o governo estaria deixando o setor "esfriar" para dar tempo à indústria para se preparar para atender à demanda, saindo do período de grande aperto causado pelas encomendas da Petrobras. A indefinição sobre a distribuição dos royalties e a participação especial entre os Estados também é lembrada, apesar de ter pouca importância para as empresas a forma como será dividido o valor que elas precisam pagar, desde que a alíquota não mude.
No Ministério de Minas e Energia (MME) e na Agência Nacional do Petróleo (ANP), a informação é de que ela depende exclusivamente da presidente Dilma. Na proposta aceita pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em abril, a agência sugeriu que fossem oferecidos 174 blocos (que cobrem uma área 122 mil km2), sendo 87 no mar (incluindo águas profundas) e 87 em nove bacias sedimentares terrestres.
Fonte: Valor Econômico / Cláudia Schüffner
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