RIO - Depois de grandes descobertas, o País e o pré-sal passaram cinco anos, entre 2008 e 2012, sem ter blocos licitados à iniciativa privada. Encarado como grave descontinuidade no desenvolvimento da indústria e razão de seu encolhimento no País, esse hiato também é justificado por agentes públicos que atuavam na época como freio de arrumação “necessário” para viabilizar um regime de produção — a partilha — condizente com a riqueza mineral encontrada em termos de arrecadação.
Classificado como uma sombra na história do segmento de óleo e gás brasileiro, longos períodos sem leilões estão afastados por ora pelo modelo de oferta permanente, espécie de sistema de leilões contínuos, que acontecem conforme a manifestação de interesse das empresas. Mas, ainda assim, executivos do setor pedem mais celeridade nas ofertas para preservar o investimento de suas matrizes nas subsidiárias e no mercado brasileiro.
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Ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e hoje sócio do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires lembra que, frente à enorme produtividade do campo de Tupi, ainda hoje o maior produtor do pré-sal, o governo decidiu em 2007 retirar da 9ª Rodada de Licitações 41 blocos que seriam licitados sob concessão e tinham indicação de reservas no pré-sal.
Depois, foram cinco anos sem leilões de petróleo, até a aprovação do regime de Partilha de Produção, que reserva parte da produção para a União, maximizando a receita pública.
Apesar das queixas do mercado, a ex-diretora-geral da ANP Magda Chambriard, defende ainda hoje o intervalo nos leilões. “A reclamação da indústria é compreensível, mas os agentes públicos tinham outra perspectiva, de valorar aquilo a contento. A indústria estava interessada em garantir portfólio para só explorar no melhor momento para elas. Nós precisávamos adequar o nível de arrecadação e pensar em mecanismos que garantissem operação dentro de prazos determinados”, defende.
Na partilha, diz Magda, a parte do governo (“government take”) descontados custos, que ficava em 60% na concessão, foi reajustada para 75%, em linha com o que se fazia em campos gigantes em outras partes do mundo. Além disso, a participação obrigatória da Petrobras como operadora, também questionada pelo mercado, teria garantido ritmo adequado ao desenvolvimento dos campos.
Em 2013, aconteceu o primeiro leilão do pré-sal sob o novo modelo, do campo de Libra, que gerou grande expectativa no mercado e acabou com um único consórcio concorrendo, liderado pela Petrobras.
Para Pires, o leilão “não foi o sucesso que todo mundo esperava”. “Tinha o modelo da partilha e a Petrobras tinha que ficar com 30% dos campos, ganhando ou perdendo, e isso espantou muita gente e acabou tendo um consórcio único, Petrobras, Shell, Total e as chinesas (CNOOC e CNPC), e a Petrobras teve que ficar com mais de 30% para fechar a conta”, explica. Na visão de Chambriard, entretanto, o modelo com protagonismo da Petrobras garantiu produção em prazo adequado.
“A partir de 2017, com a mudança (dos leilões convocados pelo governo) para a oferta permanente, se licitou um monte de áreas. E o que saiu de óleo? Nada, nenhuma descoberta comercial. Quando a gente licitou Libra, em quatro anos já tinha o primeiro óleo no tanque. Licitar não é o essencial. O essencial é licitar ativo bem estudado. Só sou a favor da correria para bacias maduras, com ativos bem conhecidos, como é o caso de Campos”, diz Magda.
O vice-presidente de relações corporativas da Shell Brasil, Flávio Rodrigues, é um dos executivos que pede uma maior na conclusão das etapas da oferta permanente. A Shell tem forte presença no pré-sal, posição atingida com a compra do BG Group em 2016, que fez da Anglo Holandesa a maior sócia da Petrobras na província petrolífera.
“Hoje, os leilões poderiam estar ainda mais céleres. Nominar áreas demora mais de um ano, às vezes um ano e meio. Por que não acelerar esse processo? O razoável seria menos de um ano, até seis meses depois do apontamento das áreas de interesse pelas empresas. Ainda há opções interessantes dentro das bacias de Campos e Santos”, disse Rodrigues ao Estadão/Broadcast.
Segundo o executivo, a Shell ainda terá as atenções voltadas ao Sudeste nos próximos anos, ainda que acompanhando de perto oportunidades em outras bacias, como as da Margem Equatorial.
Novas regras e consolidação
Sob o formato da oferta permanente, tanto os governos de Michel Temer como de Jair Bolsonaro realizaram leilões bem-sucedidos de blocos do pré-sal do ponto de vista de arrecadação.
Um dos defensores da oferta permanente, o ex-diretor-geral da ANP no período e atual presidente da Enauta, Décio Oddone, reconhece que os leilões mais recentes não levaram a grandes descobertas, o que atribui ao ciclo natural de qualquer província petrolífera, em que os “filés” são descobertos primeiro, sendo seguidos por achados médios e, depois, pequenos.
Oddone lembra que a flexibilização das regras de conteúdo local sob sua gestão garantiram aumento contínuo da produção do pré-sal e esse sucesso atraiu as petroleiras, que vieram ao País para leilões “super competitivos”, com arrecadações recordes.
“De 2017 a 2019, mais de 90% dos bônus de assinatura do mundo, cerca de R$ 30 bilhões, aconteceram no Brasil, basicamente no pré-sal. Aproveitamos o interesse enorme para vender caro aqueles blocos. Antecipamos o recebimento de um dinheiro que poderíamos jamais receber”, argumenta Oddone.
Para ele, seu período na ANP foi de afirmação do pré-sal, uma aposta que começou nos anos 2000, quando a Petrobras contratou os blocos originais. Apesar da discordância sobre o ritmo de ofertas ao mercado, Oddone e Magda concordam sobre a centralidade da Petrobras no desenvolvimento da indústria, o que deve se repetir no caso da Margem Equatorial.
