Produção dobrará em 10 anos; compensação a União, estados e municípios crescerá 55%
BRASÍLIA- Nos próximos dez anos, a Petrobras planeja produzir mais petróleo e gás nas áreas do pré-sal transferidas à estatal por cessão onerosa em 2010, enquanto ficarão em segundo plano as demais áreas, concedidas até 2001 e duas vezes mais extensas. Com isso, o repasse de recursos a estados, municípios e à própria União decorrente de participações especiais (PEs) será fortemente afetado, já que a estatal não tem obrigação com essa compensação financeira nas áreas da cessão onerosa, que pagam apenas royalties. Assim, enquanto a produção de petróleo e gás deve praticamente dobrar na próxima década, somados, royalties e participações crescerão só 55% neste período.
Projeções da Agência Nacional de Petróleo (ANP) indicam que, no ano passado, o pagamento de royalties e das PEs estava equilibrado, em torno de R$ 15 bilhões cada. Em 2022, a arrecadação de royalties chegará a R$ 31 bilhões e a de PEs avançará bem menos, para R$ 17,6 bilhões. No total, serão R$ 49 bilhões nas duas rubricas em 2022.
A ANP prevê que, em 2022, a produção chegará a 1,7 milhão de barris por dia na área da cessão onerosa, enquanto nas áreas concedidas, será de 1,1 milhão de barris por dia. Assim, apesar do ritmo acelerado de produção previsto para o pré-sal, União, estados e municípios receberão em 2022 pouco mais em PEs do que arrecadam atualmente.
Segundo Paulo César Ribeiro Lima, consultor da Câmara dos Deputados e especialista na área de petróleo e gás, a produção menor do pré-sal nos campos concedidos é explicada pelo fato de a estatal ainda não prever o início da produção em blocos como Caramba, Bem-te-vi e Parati — que estão sob concessão há mais de dez anos para a Petrobras e seus sócios. Lima destacou que a Petrobras prevê a instalação de 38 novas Unidades Estacionárias de Produção (UEP) até 2020, das quais cinco estarão em Franco, área da cessão onerosa obtida em 2010.
Sobre o que é explorado nos blocos da cessão onerosa, a Petrobras não paga PE, que poder ser de até 40% da receita líquida do bloco (na prática, hoje, esta alíquota chega a um máximo de 35%). O dinheiro é rateado entre estados, municípios e União. A PE — criada para aliviar os impactos locais da exploração — é cobrada nos megacampos produtores sob concessão, como Roncador e Marlim Sul.
Em 2020, a soma de royalties e PEs chegará a R$ 52,2 bilhões, o pico da arrecadação. Daí em diante, segundo projeção da ANP apresentada em março no Senado pelo agora diretor da agência José Gutman, começa efetivamente a queda nas participações especiais.
Na visão do consultor Ribeiro Lima, do ponto de vista empresarial, faz sentido para a Petrobras dar preferência às áreas que não pagam PEs, uma vez que essas participações consomem parte da receita líquida do bloco de exploração. Mas a preferência por esses blocos em relação àqueles concedidos pode afetar a previsão de receitas dos governos.
Do total de R$ 6,3 bilhões pagos aos estados a título de PE no ano passado, apenas o Rio de Janeiro recebeu R$ 5,3 bilhões. Municípios fluminenses receberam outro R$ 1,3 bilhão em participações especiais no ano passado, segundo a ANP.
A cessão onerosa foi uma alternativa que a União encontrou para promover uma megacapitalização na Petrobras, em 2010, sem ter de investir dinheiro vivo. Foram transferidas para o patrimônio da companhia áreas com previsão de produção de cinco bilhões de barris de petróleo, sobre os quais não seria paga a PE.
— A Petrobras enrola a produção onde paga participação especial e acelera onde não paga, o que faz sentido na visão de uma empresa que busca maximizar seu lucro, mas acaba prejudicando o povo brasileiro, que recebe as participações governamentais. Se a empresa não tem nenhuma unidade de produção prevista para Caramba, que foi concedida há mais de dez anos, é porque ela “sentou em cima” do bloco — disse Lima, que por 17 anos foi funcionário da Petrobras.
Petrobras nega privilégio a cessão onerosa
Ainda de acordo com o especialista, dos sete blocos mais promissores licitados em 2000 e 2001, na região do pré-sal da Bacia de Campos, apenas dois campos, Lula e Sapinhoá, já tiveram declarada sua comercialidade — uma transição entre a fase de exploração (perfuração) e produção (extração). Já nas áreas da cessão onerosa, além de Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi têm instalação de unidades de produção previstas para os próximos anos — apenas Sul de Tupi, o menos promissor da cessão onerosa, ainda não tem produção prevista.
A Petrobras negou que exista uma estratégia de privilegiar a exploração da área da cessão onerosa em detrimento das demais áreas no pré-sal. Segundo a estatal, por força contratual, a fase exploratória (de perfuração) da área cedida onerosamente tem de ser encerrada até setembro de 2014. Questionada sobre a diferença nos esforços para extração dos campos, a Petrobras informou que, na fase de produção de um bloco, “o ritmo de desenvolvimento de cada projeto e o número de unidades de produção a serem utilizadas em cada área dependerão dos volumes estimados e das características das rochas e fluidos presentes”.
Segundo a ANP, entidade que regula e fiscaliza os contratos, existem compromissos mínimos para as empresas na fase de exploração, tanto nos contratos de concessão quanto nos de cessão onerosa. Mas, por meio de nota, a agência reconheceu, que “cada empresa possui sua própria carteira de projetos e, numa economia de mercado, não é incomum que cada empresa dê preferência aos investimentos com maior atratividade/rentabilidade.”
A ANP destacou ainda que, nos últimos meses, “tem exigido investimentos adicionais que visem a maximização da recuperação de hidrocarbonetos no período contratual para os grandes campos (...) pagadores de participação especial”. Para áreas do pós-sal, a ANP reconhece que a Petrobras poderia produzir mais do que faz atualmente e, por isso, tem pressionado por revisões nos planos de desenvolvimento desses campos.
A ação da ANP foi motivada pelos volumes de produção declinantes da Petrobras nos últimos meses, entre outros motivos, pela redução da capacidade de campos maduros, como a bacia de Campos, onde há cobrança de PE. Ano passado, a agência chegou a notificar a Petrobras para que apresentasse novos planos para aumento da produção nesses campos.
Projeções da Agência Nacional de Petróleo (ANP) indicam que, no ano passado, o pagamento de royalties e das PEs estava equilibrado, em torno de R$ 15 bilhões cada. Em 2022, a arrecadação de royalties chegará a R$ 31 bilhões e a de PEs avançará bem menos, para R$ 17,6 bilhões. No total, serão R$ 49 bilhões nas duas rubricas em 2022.
A ANP prevê que, em 2022, a produção chegará a 1,7 milhão de barris por dia na área da cessão onerosa, enquanto nas áreas concedidas, será de 1,1 milhão de barris por dia. Assim, apesar do ritmo acelerado de produção previsto para o pré-sal, União, estados e municípios receberão em 2022 pouco mais em PEs do que arrecadam atualmente.
Segundo Paulo César Ribeiro Lima, consultor da Câmara dos Deputados e especialista na área de petróleo e gás, a produção menor do pré-sal nos campos concedidos é explicada pelo fato de a estatal ainda não prever o início da produção em blocos como Caramba, Bem-te-vi e Parati — que estão sob concessão há mais de dez anos para a Petrobras e seus sócios. Lima destacou que a Petrobras prevê a instalação de 38 novas Unidades Estacionárias de Produção (UEP) até 2020, das quais cinco estarão em Franco, área da cessão onerosa obtida em 2010.
Sobre o que é explorado nos blocos da cessão onerosa, a Petrobras não paga PE, que poder ser de até 40% da receita líquida do bloco (na prática, hoje, esta alíquota chega a um máximo de 35%). O dinheiro é rateado entre estados, municípios e União. A PE — criada para aliviar os impactos locais da exploração — é cobrada nos megacampos produtores sob concessão, como Roncador e Marlim Sul.
Em 2020, a soma de royalties e PEs chegará a R$ 52,2 bilhões, o pico da arrecadação. Daí em diante, segundo projeção da ANP apresentada em março no Senado pelo agora diretor da agência José Gutman, começa efetivamente a queda nas participações especiais.
Na visão do consultor Ribeiro Lima, do ponto de vista empresarial, faz sentido para a Petrobras dar preferência às áreas que não pagam PEs, uma vez que essas participações consomem parte da receita líquida do bloco de exploração. Mas a preferência por esses blocos em relação àqueles concedidos pode afetar a previsão de receitas dos governos.
Do total de R$ 6,3 bilhões pagos aos estados a título de PE no ano passado, apenas o Rio de Janeiro recebeu R$ 5,3 bilhões. Municípios fluminenses receberam outro R$ 1,3 bilhão em participações especiais no ano passado, segundo a ANP.
A cessão onerosa foi uma alternativa que a União encontrou para promover uma megacapitalização na Petrobras, em 2010, sem ter de investir dinheiro vivo. Foram transferidas para o patrimônio da companhia áreas com previsão de produção de cinco bilhões de barris de petróleo, sobre os quais não seria paga a PE.
— A Petrobras enrola a produção onde paga participação especial e acelera onde não paga, o que faz sentido na visão de uma empresa que busca maximizar seu lucro, mas acaba prejudicando o povo brasileiro, que recebe as participações governamentais. Se a empresa não tem nenhuma unidade de produção prevista para Caramba, que foi concedida há mais de dez anos, é porque ela “sentou em cima” do bloco — disse Lima, que por 17 anos foi funcionário da Petrobras.
Petrobras nega privilégio a cessão onerosa
Ainda de acordo com o especialista, dos sete blocos mais promissores licitados em 2000 e 2001, na região do pré-sal da Bacia de Campos, apenas dois campos, Lula e Sapinhoá, já tiveram declarada sua comercialidade — uma transição entre a fase de exploração (perfuração) e produção (extração). Já nas áreas da cessão onerosa, além de Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi têm instalação de unidades de produção previstas para os próximos anos — apenas Sul de Tupi, o menos promissor da cessão onerosa, ainda não tem produção prevista.
A Petrobras negou que exista uma estratégia de privilegiar a exploração da área da cessão onerosa em detrimento das demais áreas no pré-sal. Segundo a estatal, por força contratual, a fase exploratória (de perfuração) da área cedida onerosamente tem de ser encerrada até setembro de 2014. Questionada sobre a diferença nos esforços para extração dos campos, a Petrobras informou que, na fase de produção de um bloco, “o ritmo de desenvolvimento de cada projeto e o número de unidades de produção a serem utilizadas em cada área dependerão dos volumes estimados e das características das rochas e fluidos presentes”.
Segundo a ANP, entidade que regula e fiscaliza os contratos, existem compromissos mínimos para as empresas na fase de exploração, tanto nos contratos de concessão quanto nos de cessão onerosa. Mas, por meio de nota, a agência reconheceu, que “cada empresa possui sua própria carteira de projetos e, numa economia de mercado, não é incomum que cada empresa dê preferência aos investimentos com maior atratividade/rentabilidade.”
A ANP destacou ainda que, nos últimos meses, “tem exigido investimentos adicionais que visem a maximização da recuperação de hidrocarbonetos no período contratual para os grandes campos (...) pagadores de participação especial”. Para áreas do pós-sal, a ANP reconhece que a Petrobras poderia produzir mais do que faz atualmente e, por isso, tem pressionado por revisões nos planos de desenvolvimento desses campos.
A ação da ANP foi motivada pelos volumes de produção declinantes da Petrobras nos últimos meses, entre outros motivos, pela redução da capacidade de campos maduros, como a bacia de Campos, onde há cobrança de PE. Ano passado, a agência chegou a notificar a Petrobras para que apresentasse novos planos para aumento da produção nesses campos.
Fonte: Tribuna do Maranhão
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