Quando se fala em produção de petróleo e gás no Brasil é quase certo que estamos nos referindo às atividades desenvolvidas em águas profundas no litoral de Campos, no Rio de Janeiro, principal cenário de atuação da Petrobras e de um pequeno número de companhias multinacionais de petróleo.
A necessidade do país de dispor de reservas e produção de petróleo compatíveis com o seu estágio de desenvolvimento levou a Petrobras a intensificar seus esforços na exploração marítima tendo em vista que, desde o início dessa atividade, no final da década de 1960, as reservas apropriadas e a produtividade dos poços no mar se mostraram consideravelmente maiores do que as até então descobertas em terra.

Em 25 anos de atividades focalizadas para as áreas marítimas foram apropriadas reservas de petróleo e gás natural cerca de 14 vezes maiores do que as encontradas em mais de 60 anos de prospecção em terra. Salientamos que os campos terrestres representando cerca de 67% do total de campos produtores do país contêm atualmente menos de 10% das reservas brasileiras. Em termos de produção de petróleo os campos marítimos contribuem com aproximadamente 87 % da produção nacional através de 9% dos poços produtores do País.

Esses indicadores, por um lado, mostram o acerto da decisão da Petrobras em optar pela exploração e produção de petróleo e gás natural nas áreas marítimas e principalmente no prolífico litoral do estado do Rio de Janeiro.

Por outro, a maior parcela da produção mundial de petróleo e gás ainda é proveniente de reservas apropriadas em terra, em áreas denominadas, no jargão técnico, como bacias sedimentares terrestres. Nesse particular basta lembrar que os maiores produtores mundiais de petróleo estão localizados no Oriente Médio, Rússia, China, Indonésia e Norte da África.

No continente americano, o Canadá é um importante exemplo de país produtor e exportador de petróleo e gás com quase toda sua produção proveniente de campos terrestres.
É interessante ressaltar que até o início da década de 1980, a atividade petrolífera no Brasil estava concentrada nas operações de exploração e produção terrestres em regiões localizadas em Bahia, Sergipe, Alagoas, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Ceará.

Todavia as limitações estruturais e financeiras da Petrobras não permitiram a aplicação de esforço na mesma intensidade do exercido na operação marítima para a prospecção e desenvolvimento das nossas bacias terrestres, embora estas, em área, correspondam a 75% das bacias potencialmente produtoras do Brasil.

Atenta à necessidade de atuação mais focalizada nas bacias terrestres e de águas rasas a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) no cumprimento de suas atribuições de regulamentação e fomento da indústria, e em prol do interesse público, deflagrou um processo de incentivo à implantação, no País, do segmento de produtores de petróleo e gás de médio e pequeno porte, comumente denominado de produtores independentes.

Essas novas empresas terão seu principal foco de atuação nessas bacias, que já não constituem o objetivo principal da Petrobras e das demais grandes companhias integradas de petróleo, mas que ainda podem significar geração de riqueza e incorporação ao mercado de trabalho de boa parte das populações locais.

Dessa iniciativa fazem parte o investimento da ANP para aquisição de novos dados de geologia e geofísica em bacias terrestres praticamente inexploradas e a redução do tamanho dos blocos oferecidos na licitação para exploração em antigas áreas produtoras já intensamente trabalhadas, denominadas bacias maduras, o que facilita a atuação dessas empresas.

Inicialmente a ANP considerou que a disponibilização de pequenos blocos exploratórios dentro daquelas bacias maduras seria atrativo suficiente para a atração da pequena e média empresa brasileira para fazer parte desse negócio. Entretanto tal procedimento não logrou resultado em função da percepção de risco por companhias fora do setor ser muito diferente daquelas já familiarizadas com a exploração e produção do petróleo.

Dessa forma, embora esse procedimento simplificado tenha sido adotado em duas licitações, não houve a resposta esperada sendo essas áreas em sua maioria adquiridas pela própria Petrobras diretamente ou em associação com empresas estrangeiras de países em que ela tem algum interesse estratégico ou comercial. Ficou assim desvirtuado o processo.

Também devemos destacar que dentro desses blocos exploratórios foram incluídos vários pequenos campos de petróleo que, por razões técnicas ou econômicas, haviam sido devolvidos pela Petrobras à ANP. A razão da inclusão de tais acumulações petrolíferas dentro de blocos exploratórios partiu do conceito de que a sua presença serviria de incentivo à prospecção, diminuindo o risco da existência de petróleo e/ou gás naquelas áreas.

Esse procedimento se revelou apenas parcialmente correto. Nenhuma das empresas que adquiriram – nas seis licitações efetivadas pela ANP –, blocos contendo tais acumulações petrolíferas economicamente marginais se interessou pela reavaliação e o retorno à produção desses antigos campos. Como mencionamos anteriormente, esses blocos haviam sido adquiridos pela Petrobras ou por empresas com algum tipo de relacionamento comercial com a Petrobras, incluindo empresas estrangeiras e nacionais, significando que para o porte dessas empresas esses campos continuariam sendo sempre economicamente marginais.

Ao estudarmos o exemplo norte-americano e canadense onde acumulações marginais do porte das incluídas nos nossos blocos exploratórios são operadas e produzidas por milhares de pequenos e médios produtores independentes tornou-se evidente que teríamos de mudar os procedimentos da licitação se quiséssemos atrair o pequeno e médio empresário nacional.

A simples idéia de oferecer para licitação “campos de petróleo” teria um desgaste político muito grande para a ANP em face da possibilidade de tal fato poder ser facilmente distorcido por eventuais adversários do processo. De nada adiantaria a informação de que se estava tratando de antigos campos que no passado foram operados e abandonados pela Petrobras já há alguns anos. Alguns meses foram necessários para a discussão e definição de uma forma que pudesse ser considerada correta para o tratamento da questão política, haja vista que em relação ao seu aspecto estratégico para desenvolvimento de regiões carentes do Brasil e geração de empregos não existiam questionamentos.

Numa outra frente, esta interna, se discutia a implementação de um processo licitatório separado do processo adotado para as áreas exploratórias e já consolidado com muito sucesso em seis licitações consecutivas. Essa discussão também levou alguns meses até que se conseguisse demonstrar que os processos tinham características diferentes.

Ao se licitar um bloco exploratório estamos nos referindo à capacidade do licitante de, com as informações geológicas e geofísicas disponíveis e com a sua própria interpretação, considerar a existência de petróleo e/ou gás no bloco em análise e, em caso positivo, em condições de volume, localização e disponibilidade tecnológica, que façam tal empreitada ser economicamente atrativa. Mas quando se trata de acumulações petrolíferas já descobertas o processo é definir, com as informações históricas do campo, quanto petróleo e/ou gás natural ainda existe neles e qual o processo a ser adotado para sua recuperação econômica. Tal procedimento tem um grau de interpretação muito menor do que o exigido para blocos exploratórios levando a análises muito semelhantes entre o ofertante e o licitante. Nesse tipo de negócio o diferencial está na tecnologia de produção a ser empregada.

O processo interno convergiu para a adoção de uma licitação separada dos blocos exploratórios adotando porém os mesmos critérios de um processo público, transparente e aderente às normas e regulamentos existentes.

Foi então iniciado o processo que levou à inclusão, na 7ª Licitação da ANP –realizada em outubro passado –, de áreas contendo acumulações marginais inativas; em outras palavras: estávamos licitando áreas contendo antigos campos de petróleo e gás natural que haviam sido abandonados pela Petrobras por razões econômicas e posteriormente devolvidos para a ANP.

O problema seguinte foi definir o que ofertar tendo em vista que o objetivo era atrair empresas nacionais de outras atividades para entrarem num segmento que, no Brasil, é dominado pela Petrobras e por um pequeno número de empresas a ela associadas.

A seleção de campos para oferta nesse primeiro momento precisava ser feita de tal forma a não acarretar ao licitante vencedor nenhum problema quanto à disponibilidade de infra-estrutura de produção e processamento de fluidos e à ausência de impedimentos de natureza ambientais. Desse modo foram selecionados campos marginais situados na Bahia e em Sergipe, nos quais a produção da Petrobras encontra-se em declínio há já vários anos e, portanto, existe disponibilidade na infra-estrutura de produção para a entrada de novos produtores sem que isso cause qualquer impacto na operação da Petrobras e suas associadas.

Após a análise desses e de outros parâmetros complementares foram ofertadas onze áreas na Bahia e seis em Sergipe contendo campos marginais desativados pela Petrobras.
Todos eles foram devolvidos para a ANP por serem considerados antieconômicos para uma empresa do porte da Petrobrás, que considerou nulas as reservas daquelas acumulações.

Todavia, pelo nosso entendimento, os pequenos produtores desonerados do custo da atividade exploratória e com a capacidade de operar com custos reduzidos poderão se beneficiar desses recursos da União. Estima-se, com base na experiência canadense, que para os pequenos produtores esses campos marginais desativados possam representar uma reserva de 725 mil barris de petróleo e de 37 milhões de m3 de gás natural.

Levando em consideração as características dos campos marginais ofertados alterou-se a duração do contrato de concessão estabelecendo-se um período de dois anos para a avaliação da área pela empresa, ao fim do qual caso a empresa se decida pelo prosseguimento das operações terá um período de quinze anos para produção. Adicionalmente, na linha do procedimento internacional para campos marginais, adotou-se o “royalty” mínimo definido na legislação, 5% como tratamento diferenciado ao pequeno produtor.

Um outro parâmetro introduzido em função das características desse processo licitatório foi o critério de avaliação das ofertas na Licitação. Ao invés de se priorizar o chamado “bônus de assinatura”, comum nos processos licitatórios de blocos exploratórios, tendo em vista o caráter marginal desses campos, resolveu-se priorizar um programa de trabalho a ser ofertado pelo licitante a partir de uma lista de atividades definidas pela ANP em função das especificidades de cada campo. Esse programa de trabalho ofertado pelo licitante entraria com um peso de 75% no julgamento das ofertas.

Complementarmente exigiu-se um conteúdo local mínimo de 70% na execução das atividades que, pelas características do mercado brasileiro e a existência de um forte parque industrial, pode ser cumprido com um mínimo de esforço.

Embora esses incentivos de natureza contratual representassem um forte atrativo para o interesse desses novos atores, um outro fator, em nossa opinião, foi fundamental para que o processo culminasse com um interesse tão grande: a facilidade de acesso a todas as informações existentes na ANP sobre esses campos. Informações de natureza geológica, de perfuração e produção dos poços e de logística da área foram organizadas em “data room” onde foram analisadas, num período de tempo adequado, pelas empresas interessadas e seus consultores mediante o pagamento de uma taxa simbólica. É importante ressaltar que no processo licitatório de blocos exploratórios um dos fatores que mais oneram o licitante é a compra dos pacotes de informações no Banco de Dados da ANP.
Após a aprovação formal pelo Ministério de Minas e Energia e posteriormente pelo Conselho Nacional de Política Energética o processo foi finalmente divulgado.

Como resultado tivemos manifestação de interesse de 103 empresas das mais diferentes atividades e após a submissão aos critérios exigidos pela Comissão Especial de Licitação da ANP oitenta e três empresas foram habilitadas para participar da Licitação.

Paralelamente ao lançamento desse projeto, um outro problema teria também de ser resolvido simultaneamente: a necessidade de implementar um programa de treinamento específico para o pessoal técnico dessas novas empresas em escopo e profundidade adequados à atuação do pequeno produtor de petróleo independente.

Essa espécie de treinamento inexistia no Brasil. E o treinamento realizado pela Petrobras para seus próprios empregados, de inquestionável nível de excelência, não é apropriado para o pequeno produtor de campos marginais. Para essa atividade há o requisito de um profissional de perfil mais generalista em contraposição ao perfil especialista adotado por todas as grandes empresas petrolíferas, entre elas a Petrobras.

Buscando uma solução adequada para essa questão e também visando desonerar a pequena e média empresa do custo de formação dessa mão-de-obra especializada, a ANP em 2003 criou, em parceria com a Universidade Federal da Bahia (Ufba), o Projeto Campo-Escola, iniciativa pioneira na América Latina.

Para esse projeto, um antigo campo de petróleo abandonado pela Petrobras por razões econômicas foi re-estudado e colocado novamente em produção através de um convênio entre a ANP e a Ufba.
A operação desse campo teve por objetivo demonstrar que, pequenas acumulações de petróleo ou gás natural operado sob a ótica de um pequeno produtor de petróleo podem se constituir numa atividade economicamente lucrativa. De fato esse projeto foi instalado com despesas iniciais de menos de R$ 300 mil e ao longo de aproximadamente 20 meses de operação já produziu cerca de 10 mil bbl de petróleo. A receita proveniente da comercialização desse petróleo pagou todas as despesas do projeto sendo o lucro integralmente reinvestido no projeto.

Além do objetivo de servir de demonstração e campo de provas para empresas que pretendem atuar no segmento de produção de petróleo, o projeto tem seu ponto forte no treinamento e aperfeiçoamento de pessoal técnico para essas empresas. O projeto atualmente está formando a 1ª turma de profissionais técnicos especializados na gestão e operação de pequenos campos marginais de petróleo e gás levando sempre em consideração o aspecto comercial da atividade.

Durante o período de habilitação e análise de informações, um grande número de empresas visitou as instalações do Campo-Escola e discutiu diversos aspectos de sua instalação e operação colhendo valiosos subsídios para a elaboração de sua oferta na 7ª Licitação.

Não nos estenderemos em comentar o resultado da 7ª Licitação haja vista ter tido grande divulgação pelos canais especializados, porém alguns pontos merecem ser lembrados.
Das 83 empresas habilitadas para a licitação, mais de 50 fizeram ofertas e ao final do processo dos 17 campos ofertados, 16 foram arrematados. A disputa por alguns campos foi bastante acirrada sendo que em dois casos 21 empresas apresentaram ofertas.

Acreditamos que o processo ora iniciado esteja indo na direção pretendida uma vez que todas as companhias vencedoras são empresas brasileiras, de pequeno e médio porte, e treze delas são empresas de outras atividades que decidiram entrar no ramo de produção de petróleo.
Em termos de resultados para a União, arrecadou-se cerca de três milhões de dólares em bônus de

A vez dos pequenos e médios

A VII Rodada de Licitações de blocos de petróleo, há pouco realizada pela ANP seguindo as diretrizes gerais do Conselho Nacional de Política Energética, do Governo Federal, não só resultou em números bem mais significativos do que as Rodadas anteriores, como introduziu no setor de Exploração e Produção de petróleo e gás no Brasil, dados novos de grande importância. A revista Brasil Energia, em seu número 300, de novembro de 2005, percebeu e retratou a mudança introduzida pela VII Rodada, especificando no texto de sua matéria de capa: “depois de seis licitações de blocos exploratórios voltadas prioritariamente para as grandes companhias, o Brasil assegurou, pela primeira vez (grifo nosso), com a VII da ANP, em outubro, um lugar de destaque para as pequenas e médias empresas no cenário do petróleo no país”. (pg 52)

Este resultado é fruto de trabalho laborioso, pelo qual a ANP procurou formatar um leilão, de tal maneira que houvesse um espaço específico, através do qual o pequeno e médio empresário brasileiro pudesse abordar sem riscos desnecessários a atividade de produzir petróleo. Esse esforço já tinha sido feito na VI Rodada, há um ano, mas sem sucesso. Foi para essa sétima rodada que a ANP cunhou uma forma do leilão em duas partes. Uma para blocos com risco exploratório, outra para leilão de áreas onde existiam poços desativados, com acumulações marginais de petróleo, sem risco exploratório. Estava aberta a possibilidade de o pequeno e médio poder produzir petróleo no Brasil, e de surgir – quem sabe, mais à frente – um setor empresarial novo no país, o dos pequenos e médios produtores de petróleo.

A resposta do empresariado brasileiro a este novo desafio foi bastante animadora, 103 empresas mobilizaram-se para o leilão, 83 conseguiram se habilitar, todas brasileiras, como está bem relatado na matéria do diretor Newton Monteiro, primeiro defensor dessas idéias na ANP, escrita para a Princípios.

O potencial econômico e social da eventual produção desse setor é grande – como demonstram as referências na matéria do diretor Newton –, de situações de países como os Estados Unidos, que não prescindem da presença dos pequenos e médios, ao lado dos grandes, na produção de petróleo. Seria estranho se o Brasil, nesse setor, ficasse restrito às grandes empresas, mesmo que a mais presente delas seja a Petrobras.

Coincidentemente, também na parte do leilão onde foram apresentados blocos com risco exploratório, pequenas e novatas tiveram bom desempenho, (pequenas, bem entendido, na área de exploração), em um leilão onde algumas das maiores do mundo não compareceram. Os resultados finais foram surpreendentes: mais de 20% dos 1.134 blocos apresentados foram arrematados, enquanto no leilão passado essa média foi de 16%; em Bônus de Assinatura foram recolhidos, nas duas partes do leilão, R$1,088 bilhão, enquanto no ano passado o recorde estabelecido foi de pouco mais de R$600 milhões; o número de blocos terrestres arrematados foi quase 500% maior que o de blocos marítimos, (210 a 41), enquanto na VI Rodada foi de cerca de 20% maior e na V foi 400% menor.
Como das outras vezes, a Petrobras foi quem se saiu melhor do leilão, tendo arrematado 96 das 109 áreas que pleiteou.

Ficou da VII Rodada a idéia na ANP de se promover, dentro de 5/6 meses, novo leilão, específico para áreas inativas com acumulações marginais. Novas oportunidades para pequenos e médios.

(Haroldo Lima é Diretor-Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocumbustíveis) assinatura e mais de 20 milhões de dólares em comprometimento de investimentos, a serem executados num período máximo de dois anos, em campos marginais abandonados e situados em áreas carentes da Bahia e de Sergipe.

Um parâmetro importante, porém de difícil quantificação, é a estimativa do número de empregos que possa vir a ser gerado diretamente em função da reativação desses dezesseis campos. Estatisticamente, em função dos programas de trabalho ofertados e do número de poços existentes nos campos – mais de 130 –, estima-se a geração de cerca de 300 empregos diretos e de caráter permanente. Além disso, a implementação dessas atividades traz a necessidade de implementação de uma estrutura de serviços que afetarão positivamente a oferta de novos empregos e a economia dessas regiões.

O aparente sucesso desse programa de criação do pequeno produtor de petróleo independente provocou uma movimentação muito grande nos meios empresariais, gerando inclusive grande expectativa quanto ao aparecimento de novas oportunidades nessa área.
A ANP, ciente da importância de manter aceso esse interesse, já está analisando a possibilidade de lançar uma nova licitação para o primeiro semestre de 2006, dependendo da análise da carteira de campos marginais ainda em disponibilidade.

Uma vez mais é importante relembrar que os campos marginais devolvidos pela Petrobras à ANP não têm a mesma atratividade econômica que os campos marginais ainda em poder da Petrobras. Porém essa é uma outra história.

O pequeno produtor de petróleo independente trabalha sobre projetos de baixo risco, porém de baixo prêmio em termos de retorno financeiro. Por conseguinte necessita da existência de novas oportunidades de negócio.

No Canadá, para manter a atividade dessas empresas, o Departamento de Energia da província de Alberta promove 24 licitações por ano de áreas para exploração e produção e a indústria pode nomear áreas de seu interesse. O pequeno tamanho dos blocos propicia a atuação de pequenas companhias que não podem suportar a aquisição de grandes blocos. Como resultado dessa política, em Alberta atualmente existem 600 pequenos e médios produtores de petróleo.

Pretende-se promover, em áreas carentes do Brasil, um desenvolvimento comparado ao obtido na província de Alberta, quando as grandes companhias integradas de petróleo cederam espaço para a implantação de mais de 1500 pequenas empresas independentes de petróleo e gás.

Em longo prazo, espera-se romper a inércia que impede o desenvolvimento e aplicação de recursos em áreas mais carentes do país e atingir uma situação de desenvolvimento auto-sustentado a partir de investimentos realizados no rentável setor de produção de petróleo e gás natural.

*Newton Reis Monteiro é Diretor da Agencia Nacional do Petróleo (ANP).

EDIÇÃO 82, DEZ/JAN, 2005-2006, PÁGINAS 77, 78, 79, 80, 81, 82