Entorno de Lula já cogita mudar exploração do petróleo na Margem Equatorial
Ideia em setores do governo e do PT é classificar região como "área estratégica" e usar regime de partilha para novos leilões, em vez do modelo de concessão, como ocorreu em reservas do pré-sal
A descoberta de indícios de petróleo pela Petrobras na bacia da Foz do Amazonas, em águas ultraprofundas na costa do Amapá, já leva setores do governo e do PT a considerar uma mudança no regime de exploração das reservas localizadas na Margem Equatorial -- que se estende da fronteira com a Guiana Francesa até o litoral do Rio Grande do Norte.
A ideia, ventilada por autoridades do setor, é adotar o modelo de partilha nos futuros leilões de novos blocos. Hoje a exploração de petróleo em contratos já firmados na Margem Equatorial é feita pelo regime de concessão.
A partilha de produção foi adotada no fim do segundo mandato do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), pela Lei 12.351 de 2010, na esteira da descoberta do pré-sal.
Esse regime de exploração passou a valer para os novos campos de petróleo, principalmente nas bacias de Santos e de Campos, mas a legislação prevê que pode ser estendido para "áreas estratégicas".
Bastaria uma decisão do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética), presidido pelo Ministério de Minas e Energia, para alterar o regime em outras localidades. Não há necessidade de alteração na lei, mas a mudança só valeria para novos contratos.
O poço de Morpho, onde a Petrobras anunciou ter descoberto "indícios" de hidrocarbonetos (petróleo ou gás natural), está situado no bloco FZA-M-59 -- adquirido pela estatal na 11ª Rodada de Licitações da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), em 2013, pelo modelo de concessão.
Há diferenças significativas entre os dois regimes. Na concessão, todo o petróleo extraído pertence à empresa. Em contrapartida, ela assume os custos e riscos da exploração.
Nos leilões pelo modelo de concessão, vence quem pagar o maior bônus de assinatura. Depois disso, a União recebe royalties e participações especiais em campos com alta produtividade.
A partilha da produção é usada em áreas onde os riscos de não encontrar reservas são considerados baixos.
O petróleo extraído pertence à União. A contratada recebe uma parcela da produção para pagar seus custos operacionais e divide o excedente (óleo-lucro) com o Estado.
Nesse caso, vence os leilões quem se compromete com o maior lucro-óleo. Há cobrança de royalties, mas não de participações especiais. O petróleo entregue à União é comercializado pela estatal PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A).
Uma das críticas bastante comuns no mercado e entre grandes petroleiras é a paralisação de leilões no pré-sal, na primeira metade da década passada, enquanto o governo buscava entender e dimensionar as novas reservas de hidrocarbonetos.
Agora, um temor -- ainda incipiente, mas não desprezível -- no setor é que esse mesmo comportamento seja adotado na Margem Equatorial, diante da possível magnitude das reservas.
O ex-presidente da Petrobras e sócio da Altiva Inteligência Estratégica, Jean Paul Prates, aponta a descoberta da Petrobras como promissora e definidora do papel do petróleo na economia brasileira ao longo das próximas duas ou três décadas.
Ele afirma que, a partir de agora, a Petrobras deverá furar mais alguns poços de pesquisa para ter uma avaliação mais precisa do volume de reservas e os custos estimados de recuperação do petróleo depositado naquela área.
Esse dimensionamento é fundamental para obter a declaração de comercialidade de um campo, ou seja, a comprovação de que sua produção em caráter regular é economicamente viável. Tudo isso levaria cerca de dois anos.
Em seguida à declaração de comercialidade, a Petrobras teria um prazo de 180 dias para apresentar um Plano de Desenvolvimento do respectivo campo à ANP.
A partir daí, ela faria as encomendas de plataformas offshore para o início da produção. Na avaliação de Prates, isso levaria mais quatro a cinco anos.
No fim das contas, se tudo der certo, o petróleo começaria a ser efetivamente produzido de forma regular em 2032 ou 2033.
O calendário coincide exatamente com o biênio em que a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), estatal de planejamento ligada ao Ministério de Minas e Energia, prevê o começo de um declínio na produção do petróleo no Brasil.
Na prática, trata-se do início de um esgotamento das reservas do pré-sal, que precisariam ser repostas caso o país queira permanecer entre os maiores exportadores globais de petróleo.