Saiba como a ExxonMobil ganhou dez blocos exploratórios do petróleo brasileiro e o que está por trás disso
Por Eduardo Costa Pinto*, Rodrigo Pimentel Ferreira Leão** e Cloviomar Cararine Pereira***
A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e o MME (Ministério de Minas e Energia) comemoraram a arrecadação histórica de R$ 3,842 bilhões da 14ª Rodada de licitação de petróleo e gás natural em bacias sedimentares marítimas (pós-sal) e terrestres. Valor este bem acima do montante mínimo de R$ 1,694 bilhão estipulado na licitação caso todos os blocos fossem comprados sem ágio.
Para a ANP esse sucesso do leilão da 14ª rodada “[…] refletiu as mudanças regulatórias realizadas pelo Governo brasileiro, que tornaram o ambiente de negócios no país mais atraente a empresas de diferentes portes”1. As principais mudanças regulatórias dessa rodada, em relação às anteriores, foram: a redução dos índices de Conteúdo Local (CL); a política de redução dos royalties; e a extensão do Repetro (regime aduaneiro especial que desonera a tributação de equipamentos importados destinados à pesquisa e à produção de petróleo e gás natural) até 2040. Mas esse resultado financeiro positivo decorreu dessas mudanças regulatórias? Antes de responder essa questão cabe apontar os principais resultados do leilão.
Dos 287 blocos licitados (área de 122.622,40 km²), apenas 37 blocos foram arrematados (25.011 km²), cerca de 13% (Tabela 1). Porcentagem inferior aos valores observados na 13ª realizada em 2015 (14%), e nas 12ª e 11º rodadas realizadas em 2013 (30% e 49%, respectivamente). Em todas as bacias ocorreu deságio no leilão, com a exceção de Campos que foi a responsável sozinha pelo ágio financeiro (R$ 2,148 bilhões) ao ter 8 blocos vendidos no valor de R$ 3,655 bilhões (Tabela 1). Assim, retirando-se os blocos da Bacia de Campos, este leilão arrecadaria apenas cerca de R$ 187 milhões.
Participaram dessa rodada de licitação 20 empresas de oito países, sendo que 17 arremataram blocos (dez nacionais e sete estrangeiras). O maior destaque foi o apetite da americana ExxonMobil que marcou sua entrada na obtenção de blocos de petróleo e gás natural no Brasil. A empresa ganhou dez blocos exploratórios: como operadora em dois blocos na Bacia de Sergipe-Alagoas e dois na Bacia de Campos; e como sócia da Petrobrás em seis blocos na Bacia de Campos. Do total arrecadado no leilão, a ExxonMobil desembolsou 48,39% (R$ 1,859 bilhão).
Se, por um lado, os resultados do leilões nas bacias marítimas ficaram acima do esperado, por outro, no caso das bacias terrestres ficou muito aquém do imaginado. Isso porque tais resultados, ao contrário daquilo que foi mencionado pela ANP, não responderam às mudanças regulatórias, mas sim, em primeiro lugar, ao interesse das grandes empresas operadoras em assegurar volumes crescentes de reservas de petróleo e, em segundo lugar, à dependência da atuação da Petrobras para o desenvolvimento de áreas maduras.
Sobre o primeiro ponto, a Tabela 1 aponta que a venda de apenas dois blocos (C-M-346 e C-M-411 no setor SC-AP3) foi responsável por 94% dessa arrecadação (R$ 3,441 bilhões), um valor muito acima dos preços mínimos estabelecidos nessas áreas (R$ 49,7 milhões). Isso provavelmente ocorreu em virtude dessas áreas estarem localizadas em fronteiras externa ao polígono do Pré-sal e possuir um volume imenso de petróleo. Segundo sumário geológico da ANP para o setor SC-AP3 há um potencial produtivo vinculado ao pré-sal, apesar dessa região ainda não possuir esse tipo de poços2.
Em relação a segunda observação, o desempenho da licitação dos blocos em terra nas bacias maduras foi bem inferior ao observado para as outras áreas tanto em termo de quantidade – 18 áreas foram adquiridas das 154 disponibilizadas (11,7%) – com do valor arrecadação – R$ 6,5 milhões, bem abaixo dos R$ 16,2 milhões casos todos os blocos tivessem sido vendidos sem ágio. Além disso, seu resultado foi inferior ao observado na 13ª (16% dos blocos licitados foram vendidos), mesmo com a redução, entre a 13ª e 14ª rodadas: (i) das alíquotas de royalties para esses blocos (de 10% para 7,5%); e da exigência mínima de CL (de 77% na exploração e de 82% na produção para 50% tanto na produção). O fracasso das licitações nessas áreas3 tem forte relação com a ausência de ofertas da Petrobras. Em sentido oposto ao observado agora, na 11ª rodada, por exemplo, a Petrobras participou com 35 ofertas (40,2%) entre os 87 blocos vendidos em blocos localizados nas bacias terrestres. Dessas 35 ofertas, a Petrobras arrematou 18 blocos, um aproveitamento superior a 50%. Isso mostra que a participação da Petrobras tem um efeito importante para puxar as ofertas das demais empresas, principalmente aquelas nacionais de menor porte, pois atua como uma espécie de “estabilizador de expectativas” no longo prazo. Por isso, a total ausência da Petrobras nessas áreas na 14ª rodada significou uma forte retração da atuação dos demais atores do setor.
Esses fatos escondem por trás um roteiro estratégico das grandes empresas de petróleo para tomarem suas decisões de investimento. Em primeiro lugar, há uma geoestratégia em que as gigantes de petróleo se movem a partir de uma lógica próxima à militar, analisando o controle de suas reservas de petróleo e de seus territórios e também de seus competidores, dado o cenário geopolítico e os interesses nacionais existentes. Em segundo lugar, subordinada a essa lógica, há uma análise econômico-financeira que considera: i) o portfolio de ativos, ii) a expectativa probabilística da quantidade de óleo dos blocos ofertados e (ii) a projeção de preço do petróleo.
Os leilões, em última instância, dependem do apetite de cada empresa para ampliar suas reservas de petróleo que está subordinado a uma geoestratégia que considera o comportamento dos demais agentes de mercado, os interesses de seus países de origem e as perspectivas do setor no longo prazo. As empresas de menor porte, por sua vez, tomam como pano de fundo a estratégia dessas grandes petroleiros para avaliar suas possibilidades de investimentos segundo suas especialidades e capacitações tecnológicas e financeiras. O fracasso dos resultados nos campos de terra tem relação, por exemplo, exatamente com a revisão estratégica da Petrobras e o seu abandono ao desenvolvimento de regiões de terra que possuem menores reservas de petróleo e, por consequência, com a postura tímida das empresas de menor porte nesse cenário.
Portanto, a decisão de entrar em determinadas áreas é tomada em função do portfólio de cada empresa, das oportunidades oferecidas pelos governos, dos seus interesses geoestratégicos, do conhecimento específico de cada área e, nos caso das empresas de menor porte, as restrições financeiras e técnicas existentes.
São esses elementos, portanto, que permitem concluir a ineficácia das supostas políticas de estímulos adotadas na 14a rodada. Na realidade, estas significaram muito mais perdas para a sociedade do que ganhos oriundos da sua capacidade de atrair novos entrantes4. Com isso, os R$ 845 milhões previstos para os investimentos do Programa Exploratório Mínimo (conjunto de atividades a ser cumprido pelas empresas vencedoras na primeira fase do contrato) devem vazar para o exterior na forma de importações de maquinas e equipamentos voltadas à produção dessas novas áreas. Com isso, diminui-se a nossa capacidade de controle da renda do petróleo nessas áreas – na medida em que importantes fases produtivas de maior valor agregado (intensivas em renda e tecnologia) serão desenvolvidas em outros países – sem que isso gerasse grandes efeitos sobre o desempenho da 14ª rodada.
O resultado financeiro positivo do leilão foi fruto do ágio da bacia de Campos, ao passo que em outras áreas a 14ª rodada foi pouco exitosa mesmo com todo os estímulos para as empresas produtoras de petróleo. Na verdade, esse êxito financeiro deveu-se ao fato da estratégia de Petrobrás e da ExxonMobil de adquirirem blocos de pós-sal no modelo de concessão, mas que devem conter o pré-sal brasileiro, dado o seu posicionamento geográfico. Com isso, essas duas empresas terão um bônus na compra dessas áreas bem abaixo do que pagariam se os blocos fossem leiloados no modelo de partilha. Ou seja, essas empresas adquiriram grandes reservas de petróleo com um baixo custo e, no caso da ExxonMobil, possibilitou o seu estabelecer no maior mercado potencial de petróleo que, até então, estava ausente. Isso, com certeza, nada tem relação com as políticas de estímulos tão festejadas pela ANP e o MME, mas sim com os objetivos geoestratégicos das grandes corporações.
- 1 Ver ANP (2017). Disponível em: http://www.anp.gov.br/wwwanp/noticias/anp-e-p/4051-14-rodada-da-anp-tem-maior-arrecadacao-da-historia
- 2 Ver http://www.brasil-rounds.gov.br/arquivos/Round14/Mapas/sumarios/Sumario_Geologico_R14_Campos.pdf
- 3 Por exemplo, os dezoito blocos arrematados nesta 14a rodada foram bem inferiores aos 87 arrematados na 11a rodada.
- 4 As perdas da sociedade se observam no menor valor em royalties (10% quando poderia ser de 15%), na menor participação governamental (poderá pagar Participação Especial, em cerca de 20%, quando poderia ser uma parte maior quando partilhado o lucro com a PPSA) e no menor conteúdo local que reduz fortemente o emprego e a produção nacional.
*Professor do Instituto de Economia da UFRJ e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas para o Setor de Óleo e Gás (GEEP) da Federação Única do Petroleiros (FUP). E-mail: eduardo.pinto@ie.ufrj.br
**Mestre em desenvolvimento econômico (IE/UNICAMP). Foi gerente executivo de planejamento da Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros). Atualmente, é um dos integrantes do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas para o Setor de Óleo e Gás (GEEP) da FUP e pesquisador da Cátedra Celso Furtado/FESP-SP
***Economista, técnico do DIEESE na subseção da FUP (Federação Única dos Petroleiros) e integrante do Grupo de Estudos Estratégicos e Propostas para o Setor de Óleo e Gás (GEEP/FUP). E-mail: cloviomar@dieese.org.br
