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PETRÓLEO 80 ANOS
Compilação: Rodolfo Huhn // Fonte: O Globo - 21.1.2019 Conteúdo:
DA EXPLORAÇÃO EM TERRAS ÀS ÁGUAS PROFUNDAS SETOR DE ÓLEO E GÁS começa a superar crise e aposta no megaleilão do pré-sal 
Plataforma P-67 na Baía de Guanabara: setor terá três leilões de petróleo este ano, incluindo áreas no pré-sal - Foto: Antonio Scorza
Nos 80 anos da descoberta de petróleo no país, que foi num poço em terra, em Lobato, bairro na periferia de Salvador, a indústria de óleo e gás volta hoje suas atenções para o desafio de alavancar a produção nas águas profundas do pré-sal. Em fase de recuperação, a cadeia do setor mergulhou em grave crise depois que vieram à tona, em 2014, os escândalos de corrupção na Petrobras revelados pela Operação Lava-Jato. A turbulência teve forte impacto na economia, com corte de vagas, cancelamento de encomendas e negócios fechados. Para cidades dependentes da indústria, restou a lição de que a receita gerada por royalties e participações especiais deve ser usada para diversificar as atividades econômicas e contribuir para o bem-estar social. Para a Petrobras, o caminho a partir da crise foi rever seu modelo de atuação. A estatal passou a priorizar atividades estratégicas e apostar em parcerias para fazer frente ao desafio tecnológico e financeiro de explorar petróleo a mais de 300 quilômetros da costa. Neste cenário, a companhia começou a se desfazer de projetos que não fazem mais sentido economicamente, como campos de petróleo em terra. É com estas áreas que o setor espera fortalecer o mercado de pequenas e médias empresas. Para as gigantes, todos as atenções este ano estão voltadas para o megaleilão do pré-sal, com perspectiva de arrecadar até R$ 100 bilhões. E não são só as petroleiras que estão de olho. Diante da crise fiscal, os estados pleiteiam parte das receitas para ajudar a colocar as contas em ordem. Mesmo com um volume de produção no pré-sal muito superior ao que se registrava até então, as empresas já começam a se preparar para um futuro em que o petróleo não será o único protagonista. As petroleiras querem ser percebidas como empresas de energia. Para manter sua relevância nas próximas décadas e atrair novas fontes de receitas, já iniciam uma transição para um novo cenário no qual fontes como eólica e solar terão mais espaço. Abandono no local da descoberta no Brasil Em Lobato, bairro na periferia de Salvador onde foi encontrado o 1º poço, petróleo virou riqueza do passado 
Equipamento que marca o local do primeiro poço de petróleo em terra virou brinquedo enferrujado para crianças da região
Foto: Guilherme Pinto / Agência O Globo O marco da descoberta de petróleo em terra no Brasil não passa hoje de uma praça abandonada, com pouco significado pra os 30 mil moradores de Lobato, bairro na periferia de Salvador. O chamado cavalo de pau — equipamento usado para extração de óleo — é utilizado como brinquedo, com sinais de ferrugem, pelas crianças da região. Uma placa do presidente Getúlio Vargas destaca o início da exploração há 80 anos, ao largo de uma via sem pavimentação chamada de Rua do Amparo. Se, em 1939, quando foi descoberto o primeiro poço, Lobato era uma fazenda e guardava a promessa de um futuro melhor, hoje a região não passa de uma das áreas com o maior número de homicídios de Salvador, segundo dados da polícia local. Embora haja uma reserva de petróleo estimada em cerca de um milhão de barris no subsolo, o petróleo já não faz mais parte dos planos da população nem do governo e das empresas do setor. — Logo após as primeiras descobertas e a construção de vários poços, verificou-se que a produção em Lobato não seria economicamente viável. No início dos anos 1940, a região andou de lado. Os poços hoje, todos abandonados, estão dentro das casas e muitos nem sabem que têm poços embaixo da sala — explicou Anabal Santos, secretário executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip). Assim, petróleo mesmo só nas lembranças e histórias do moradores mais antigos. Na comunidade há quarenta anos, Elza Ferreira se recorda de uma história contada por seu pai, de que a mandioca colhida no quintal tinha gosto de óleo. Já Vera Lúcia, que teve quatro filhos em Lobato, lembra que o vizinho teve de ligar para a prefeitura achando que tinha um vazamento de esgoto na porta de casa. — Não era esgoto. Era petróleo. Ninguém entendia que cheiro era aquele que estava ali, pois era um líquido quente e pegajoso. Quem via achava que era esgoto. Não tinha valor para a gente. Depois, com o tempo, soubemos que era petróleo, mas, sinceramente, não serviu para nada — lembrou Vera. Hoje, produzir petróleo em Lobato é praticamente impossível. Segundo Carlos Eduardo Ferreira, sócio da consultoria Solução Energia, nenhum órgão ambiental vai liberar uma licença para construir novas áreas de exploração e produção no local, que é cercado por uma comunidade: — O marco do primeiro poço merecia um cuidado maior. Ali deveria ser um museu, com apresentações e cursos, até para ajudar a população e gerar emprego e cultura. Se hoje estamos no pré-sal, tudo começou ali. Nos EUA, há dois marcos, um na Pensilvânia, com museu e filme, e outro no Texas, que tem até a réplica de uma cidade da época. Alarme falso Nas ruelas estreitas do bairro, quase não há asfalto. Segundo os moradores, é frequente a falta de luz durante a tarde. Um morador lembra que o cavalo de pau já foi sinal de tragédia há alguns anos, quando uma criança caiu e morreu. Ao lembrar que, há cinco décadas, era proibido cozinhar com gás em alguns dias da semana, para evitar explosões, Elza, que tem uma pequena mercearia na rua principal de Lobato, diz que é preciso mais atenção do poder público: — Não tem creche para que as mães possam trabalhar. O posto médico não tem equipamento para exames clínicos. Por isso, é preciso ir longe para um simples exame de sangue. Há alguns anos, começou a correr no boca a boca dos moradores de Lobato que um vizinho havia descoberto um novo poço de petróleo enquanto fazia uma obra em casa. Mas a esperança não passou de nova frustração. — Descobriram que ele tinha perfurado um cano que ainda tinha um pouco de petróleo. Virou piada e quase tema de música do carnaval — brincou Marineide Castro, moradora do local. Os relatos sobre a descoberta de óleo na região dão conta de que as suspeitas começaram depois que pescadores começaram a usar uma “lama preta” para acender candeeiros. Segundo Adary Oliveira, presidente da Associação Comercial da Bahia, Lobato não é mais que um lugar simbólico: — Lobato teve sorte por ter sido o local da descoberta de petróleo. E é um exemplo do que aconteceu com o Brasil por ter, nas mãos da Petrobras, quase toda a produção de óleo e gás. A empresa vai para onde há mais lucro. Foi assim em Lobato, na produção em terra, quando descobriram a Bacia de Campos, e agora com o pré-sal. Temos que repensar o futuro. Os problemas de Lobato Petróleo ficou só na lembrança Moradora de Lobato, Elza Ferreira lamenta o abandono do bairro. “O petróleo não deixou riqueza alguma. Só ficaram as lembranças” 
Segurança é maior preocupação Cristiane dos Santos de Jesus diz que região sofre com a falta de segurança e destaca proximidade com estrada de ferro. Descaso com marco do petróleo Para Edilene Rodrigues, região hoje é um parque abandonado, com rua sem calçada e limpeza precária. — Merecia tratamento melhor. Poços de petróleo na casa do tio Marineide Castro diz que no quintal da casa de seu tio há vários poços: — Moro desde pequena , mas nunca vi petróleo jorrar. Candeias, uma cidade em segundo plano Primeira produção comercial no país começou no município, mas região perdeu relevância e sofre com problemas sociais 
Equipamento que marca o local do primeiro poço de petróleo em terra virou brinquedo enferrujado para crianças da região
Foto: Guilherme Pinto / Agência O Globo A pequena Candeias, a quase 50km de Salvador, foi o local da primeira área a produzir petróleo comercialmente, em 1941. O desenvolvimento da região deu lugar à construção da Refinaria Landulpho Alves (Rlam), a primeira do país, inaugurada em 1950. Mas a economia perdeu fôlego após a descoberta de óleo na Bacia de Campos, no fim dos anos 1970, o que contribuiu para que a produção em terra ficasse em segundo plano. O poço número um de Candeias fica dentro de uma instalação da Petrobras, fechada ao público. Hoje, a maior parte da população trabalha para a refinaria, no polo de Camaçari ou no comércio. Segundo dados da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip), dos 250 poços perfurados na cidade, apenas 50 têm produção efetiva, de onde saem 500 barris por dia. Em 1958, o volume diário era de 17 mil barris. Quem chega à cidade percebe as marcas de crise. Ao longo da BA-522, é possível notar, ao lado de engenhos construídos no século retrasado, várias empresas fechadas, que antes atuavam como fornecedoras para a indústria de óleo e gás. — Aqui, o petróleo não deixou riqueza — resumiu um dos moradores de Candeias. Para José Granja, a situação da cidade não é compatível com os royalties que recebe, de R$ 19,2 milhões em 2018. Ele trabalhava na Rlam, mas agora vive de bicos: — É preciso mais investimento, mas a crise chegou para todo mundo, para a gente e para a Petrobras. Segundo Anabal Santos, secretário executivo da Abpip, a situação só mudará quando a Petrobras se desfizer de seus campos em terra, que se tornaram menos atraentes para a companhia com o volume maior de produção em águas profundas, principalmente do pré-sal. Na Bahia, há seis mil poços em terra, dos quais apenas 1.500 estão em produção: — Não há mais indústria nacional que fabrique equipamentos para a produção em terra. Com a queda dos últimos anos, muitos fornecedores fecharam as portas. Paulo Guimarães, superintendente de Desenvolvimento Econômico da Bahia, diz que a produção do estado chegou a 180 mil barris por dia em 1960, mas hoje o volume está na faixa de 30 mil. Segundo ele, a cada dez mil barris que deixam de ser produzidos, 23 mil vagas, entre diretas e indiretas, são extintas. Na esteira da saída da Petrobras Empresas privadas começam a avançar na exploração de petróleo em terra. Desenvolvimento do setor a longo prazo, porém, depende da devolução de mais áreas, que ainda estão nas mãos da estatal 
Expectativa. Funcionária trabalha em campo de petróleo em Mata de São João, no Recôncavo Baiano:
companhias fazem planos de expansão na região - Foto: Guilherme Pinto / Agência O Globo No Recôncavo Baiano, Mata de São João e Catu, ambas na Região Metropolitana de Salvador, já atraem empresas privadas para explorar petróleo em terra. O sucesso da empreitada, segundo analistas, depende da devolução de áreas que ainda estão nas mãos da Petrobras e que a própria companhia já faz planos de vender. Em Catu, centenas de poços da petroleira estão parados há décadas. Após cobrança da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a estatal apresentou plano no qual pretende se desfazer de 177 campos no país, entre poços em terra e em águas profundas, de um total de 254. O prazo está em negociação com a agência. — Queremos que a Petrobras invista se quiser continuar. Caso contrário, devolva para que outros possam investir. O foco da Petrobras está no pré-sal. A retomada da exploração em terra passa pela substituição do monopólio por uma indústria petrolífera. Queremos um grande número de pequenas e médias empresas —disse Décio Oddone, diretor-geral da ANP. 
PetroReconcavo, Alvopetro, Imetame, Geopark e Unigel são algumas das companhias com planos de ampliar negócios pelo interior. Caso os projetos, de fato, saiam do papel, podem contribuir para reduzir o número de desempregados na Região Metropolitana de Salvador, de 513 mil pessoas, segundo a Superintendência de Estudos Econômicos e Sociais da Bahia. — Mata de São João já foi uma cidade petroleira lá pela década de 1960. Mas, com os anos, o petróleo foi perdendo espaço, e a cidade foi se degradando. Hoje, com a iniciativa privada, o setor é responsável por novo vigor econômico. Olhamos também o gás como foco de crescimento, já que ele está no campo de petróleo — disse o prefeito de Mata de São João, Marcelo Oliveira (PSDB), lembrando que o setor responde por 6% do orçamento do município, entre royalties e geração de impostos. De olho em oportunidades A PetroReconcavo, que opera 330 poços em campos na Bahia, incluindo alguns em Mata de São João, tem equipe deslocada para analisar oportunidades desde que a Petrobras iniciou o projeto de venda de ativos em terra. Com 300 funcionários e uma produção de cinco mil barris por dia, a empresa planeja perfurar oito novos poços este ano e investir R$ 70 milhões. — Dependemos de a Petrobras avançar com seu projeto de venda de campos em terra. Estamos investindo em uma sala digital com possibilidade de controlar os poços de forma remota — afirmou o presidente da companhia, Marcelo Campos Magalhães. Roberto Flamenghi, diretor da Unigel, que tem unidade petroquímica em Camaçari, nos arredores, pretende ampliar a produção, mas depende de mais campos com produção de petróleo e gás: — Não adianta demorar e entregar à ANP uma terra arrasada, como em Lobato. O prefeito de Catu, Geranilson Dantas Requião (PT), lembra que a estatal chegou a ter dois mil funcionários no auge da produção, mas o cenário mudou. Há oito anos, o setor de petróleo era responsável por 50% da arrecadação. Hoje, esse número é de 18%. — É preciso alternativas para que outras companhias venham para cá. Em leilões feitos pela ANP, muitas empresas compraram áreas para explorar. Ainda há muitos poços parados — disse. Há três anos, a Petrobras anunciou a intenção de vender as áreas em terra, mas o negócio não se concretizou. Em dezembro, a ANP cobrou solução para o caso. Procurada, a estatal afirmou que pretende se desfazer de 70% das concessões em terra e em águas rasas e que segue as regras do Tribunal de Contas da União (TCU). A empresa tem campos em terra na região da Amazônia e nos estados de Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia e Espírito Santo. Do monopólio à busca por parcerias Da campanha ‘O petróleo é nosso’ à abertura do mercado, indústria do petróleo no Brasil já teve diferentes versões da disputa entre ‘nacionalistas’ e ‘entreguistas’ 
Mudança. Trabalhador em plataforma: Petrobras passou a priorizar atividades estratégicas e parcerias - Foto: Arquivo
Dois anos antes de as manchetes dos jornais estamparem em letras garrafais a descoberta do “ouro negro” em Lobato, na Bahia, jorrou petróleo no Sítio do Pica-Pau Amarelo. “O Poço do Visconde”, de Monteiro Lobato, lançado em 1937 — ano em que Getúlio Vargas instituiu o Estado Novo no país — é o popular testemunho da luta do criador do sítio mais famoso do país para provar a existência de petróleo no Brasil. Na trama, o Visconde de Sabugosa descobre um livro de geologia na biblioteca de Dona Benta e começa a dar aulas aos moradores. Eles decidem furar um poço e descobrem petróleo, inaugurando uma nova era, em que não existiriam mais brasileiros “descalços, analfabetos, andrajosos, na miséria”. 
A realidade foi menos rósea. No calor da derrota do nazismo na II Guerra Mundial e do fim da ditadura de Vargas, em 1947, a campanha “O petróleo é nosso” deixou marcas na sociedade brasileira e colocou em lados opostos os setores liberais, descritos como “entreguistas”, e os considerados “nacionalistas”, a favor do monopólio estatal.
A campanha ganhou as ruas e conseguiu transformar o petróleo em tema popular, a ponto de eleger uma rainha do petróleo brasileiro: a jornalista e escritora Petronilha Pimentel, coroada da mesma forma que misses e rainhas do rádio. A campanha está diretamente vinculada à criação da Petrobras, em 1953. Em pronunciamento no rádio, Vargas definiu a fundação da companhia como “novo marco da nossa independência econômica”. Contratos de risco Na história da indústria do petróleo no país, versões do embate entre “nacionalistas” e “entreguistas” foram recorrentes. Durante o regime militar, o discurso em prol do monopólio da Petrobras levou larga vantagem, principalmente a partir dos anos 1970, quando a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) demonstrou sua capacidade de tornar o mundo refém da manipulação dos preços, com os choques do petróleo, em 1973 e 1979. Mesmo antes do fim do monopólio do petróleo, o Brasil já havia tentado atrair outras empresas para investirem na exploração e produção da commodity, em associação com a Petrobras. Em 1975, o presidente Ernesto Geisel criou os chamados contratos de risco. A preocupação era buscar mais fontes de energia devido aos problemas financeiros. Na ocasião, a estatal produzia 169 mil barris por dia, e o Brasil importava um milhão de barris diários. 
No primeiro governo de Fernando Henrique Cardoso, a aprovação da emenda constitucional que quebrou o monopólio da Petrobras foi precedida por debates inflamados no Congresso Nacional. Mas os contornos da polêmica já eram mais tênues. A dois dias da votação da emenda, o GLOBO publicou reportagem que mostrava o apoio à quebra do monopólio de nomes como Alberto Goldman (PMDB-SP), Roberto Freire (PPS-PE) e Fernando Gabeira (PV-RJ), todos com origem política de esquerda. Freire resumiu na época seu pensamento, que hoje volta a dominar o discurso do governo e da própria estatal: — Sem o monopólio da Petrobras, o Brasil não seria o que é hoje. Mas seria um contrassenso mantermos a mesma posição no mundo atual. A lei 9.478, de 1997, marca o fim do monopólio estatal. Em 1995, antes da abertura do mercado, o Brasil produzia 832 mil barris por dia. Dez anos depois, em 2005, a produção saltou para 2,216 milhões de barris diários. Em 2015, eram 2,786 milhões de barris por dia. A visão pró-mercado prevaleceu até a descoberta do pré-sal, quando o governo Lula decidiu reavaliar o marco regulatório da exploração. Foi adotado então, para o pré-sal, o regime de partilha, pelo qual a União detém parte da produção de petróleo. E a Petrobras ganhou papel de operadora única, com participação mínima de 30% em todos os blocos de exploração localizados em áreas estratégicas, criando polêmica comparável à dos tempos da Campanha do Petróleo. Os leilões só foram retomados em 2013. A expertise da Petrobras em águas profundas foi fundamental para vencer o desafio tecnológico da extração de petróleo no pré-sal. Mas persistiu a divergência principal sobre o modelo regulatório, principalmente no que diz respeito ao papel da companhia. E começou o movimento de volta a um modelo no qual a empresa concentra-se em atividades estratégicas, construindo parcerias e deixando as demais opções ao mercado. Estímulo à competição Em 2016, tramitou no Congresso projeto que revogava a obrigatoriedade da participação da Petrobras na exploração do petróleo do pré-sal. A lei entrou em vigor no fim de 2016, já no governo Michel Temer. Nos últimos dois anos, foi empreendida grande mudança regulatória, na qual se destacam, além do fim da figura da operadora única, alterações nas regras de conteúdo local. Para Fernanda Delgado, coordenadora de Pesquisa da FGV Energia, o pré-sal levou o Brasil ao rol dos grandes players, e era preciso sinalizar a opção por um arcabouço regulatório organizado em prol do mercado aberto, com oportunidades de parcerias vantajosas para todos. O calendário de leilões da Agência Nacional do Petróleo (ANP) também é considerado fator fundamental para atrair investimentos. Desde 2013, quando os leilões foram retomados, 27 empresas estrearam nas rodadas de concessão, sendo 11 estrangeiras, de oito países. Desde a quebra do monopólio da Petrobras, o desafio é estabelecer condições reais de competição. Existem, hoje, 98 companhias com contratos de exploração e produção de petróleo no país. Metade tem capital de origem estrangeira. Mas o Brasil (leia-se Petrobras) responde por 78% da produção, o Reino Unido, por cerca de 12%. Os outros 14 países dividem os restantes 10%. Lava-jato, a maior crise da história da estatal Impacto na economia fluminense trouxe à tona debate sobre uso de royalties 
Efeito multiplicado. Crise da Petrobras afetou o setor naval, que teve
encomendas canceladas - Foto: Márcia Foletto / Agência O Globo/27-4-2016 Um amplo esquema de corrupção que envolvia empreiteiras, funcionários da Petrobras, operadores financeiros e agentes políticos foi revelado em 2014, com a Operação Lava-Jato. A estatal contratava empreiteiras em licitações fraudadas. As empresas combinavam entre si qual seria a vencedora da disputa e superfaturavam o valor da obra. Parte do dinheiro era desviado para pagar propina a antigos executivos que, em troca, aprovavam os contratos com irregularidades. O esquema envolveu grandes projetos, como a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, e o Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro). O custo da corrupção para a Petrobras foi alto. Após a revelação do caso, a companhia teve quatro anos seguidos de perdas, foi obrigada a rever projetos e fechou, no ano passado, um acordo bilionário de US$ 2,95 bilhões com investidores nos Estados Unidos. Na Justiça, a estatal argumentou ter sido vítima da ação orquestrada de ex-empregados e defendeu que deveria ser ressarcida pelas perdas. Os efeitos na economia causados pela crise se multiplicaram: fornecedores fecharam as portas, encomendas ao setor naval foram canceladas, com impacto no total de desempregados. Nas cidades dependentes de grandes projetos interrompidos, como Itaboraí, o cenário durante essa fase era de corte de vagas e aumento do número de escritórios, lojas e hotéis vazios. Combinado a um cenário, na época, de queda no preço do petróleo, o Estado do Rio foi o mais afetado. A crise trouxe à tona o debate sobre as oportunidades desperdiçadas pelo estado, que não diversificou a economia nem transformou a renda do setor em desenvolvimento econômico e bem-estar social. Síndrome do novo rico O uso dos royalties e participações especiais é um retrato das escolhas equivocadas dos gestores públicos. Nos municípios produtores, recursos que pareciam infinitos no auge da produção da Bacia de Campos e dos altos preços do petróleo no mercado internacional foram usados para pagamento do funcionalismo e outras despesas correntes, além de ganhar destinos como uso de porcelanato em calçadas e financiamento de carnaval. E a parte que caberia ao estado já foi empenhada junto ao Rioprevidência: uma arrecadação futura de R$ 128,5 bilhões, equivalente a 13 vezes o montante recebido em impostos em 2018. Já em 2012, a consultoria Macroplan fez um levantamento do uso dos recursos dos royalties e mostrou a irresponsabilidade reinante na esmagadora maioria dos municípios. Claudio Porto, que coordenou o estudo, comenta que a experiência das cidades brasileiras mostra que elas não se beneficiaram da riqueza do petróleo. Ao contrário, são marcadas por alto custo de vida, favelização, insegurança, serviços públicos de má qualidade, indicadores sociais sofríveis e grande desperdício de dinheiro público: — Esses absurdos resultam por um lado de uma mistura de regulação frouxa com fiscalização burocrática e por outro de uma tradição imediatista e assistencialista. Além disso, há a síndrome do novo rico. As corporações políticas, empresariais e funcionais criam aumentos salariais, novos empregos públicos, novos subsídios. Quando o preço do petróleo ou a produção cai, é tarde demais. Em alguns casos, a lição foi aprendida. Desde a crise da Petrobras, algumas cidades fluminenses investiram na criação de um fundo para poupança de royalties e estabeleceram restrições ao financiamento de despesas de custeio com os recursos. Megaleilão na mira de empresas e estados Com potencial de arrecadação de R$ 100 bilhões, disputa atrai a atenção de grandes petroleiras 
Novo fôlego. Plataforma P-66, no pré-sal da Bacia de Santos: leilão da cessão onerosa pode
dobrar volume de reservas de petróleo no país Foto: Pilar Olivares / Reuters/5-9-2018 Em fase de recuperação após a crise deflagrada pelos escândalos de corrupção da Lava-Jato, o setor de petróleo voltou suas atenções este ano para o megaleilão do pré-sal, com potencial de arrecadação de até R$ 100 bilhões. As empresas não são as únicas de olho no evento. Em grave crise fiscal, os estados disputam uma parcela do bônus de assinatura bilionário para ajudar a equilibrar as contas. Antes de tomar posse no cargo, o ministro da Economia, Paulo Guedes, se reuniu com governadores, em novembro último, e se comprometeu a dividir as receitas do megaleilão com estados e municípios. No mesmo encontro, pediu apoio para a agenda do governo, em especial para a votação da reforma da Previdência. A medida, porém, tem impacto fiscal e não voltou mais a ser discutida. Enquanto o certame não sai do papel, os governadores tentam negociar um alívio no caixa. Chegaram a pedir mudanças no Regime de Recuperação Fiscal para que pudessem ficar até seis anos sem pagar dívidas com a União e receber aval para empréstimos em troca da adoção de medidas de ajuste fiscal. O caminho até a realização do certame e da divisão de receitas, porém, ainda é cheio de dúvidas. A licitação faz parte do acordo da cessão onerosa do pré-sal entre Petrobras e União. Por meio deste acerto, a estatal adquiriu, em 2010, o direito de explorar cinco bilhões de barris de petróleo numa área da Bacia de Santos. O óleo que será leiloado é o que excede a cota adquirida pela Petrobras. 40 novas plataformas O certame, porém, depende da conclusão das negociações entre o governo federal e a estatal, uma discussão que já se arrasta há cinco anos. Neste mês, a Petrobras informou ao mercado que pode receber US$ 14 bilhões da União, mas a expectativa é que o governo busque reduzir esse valor. — É natural que o acordo seja revisto, pois mudaram as pessoas dos dois lados, mudaram as premissas, tem um novo comando na economia — destacou Pablo Spyer, diretor da Mirae Asset corretora. Para Fabrício Dantas, sócio do escritório Vinhas e Redenschi, a distribuição do bônus de assinatura do leilão com os estados é válida diante da situação fiscal, mas o tema pode trazer de volta a discussão sobre redivisão de royalties e participações especiais, hoje centrada em estados produtores. David Zylbersztajn, ex-diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), avalia que é justo repartir o bônus de assinatura com os estados como forma de dividir a riqueza do petróleo. Porém, afirma que é preciso rapidez nesse processo: — Com os campos a 300 quilômetros de distância da costa, mudou a forma de explorar petróleo. É preciso distribuir essa riqueza. Isso não vai afetar a atração de investimentos. Uma empresa contratada pela ANP estimou o volume de petróleo que será leiloado entre cinco bilhões e 15 bilhões de barris. Serão ofertadas quatro áreas na Bacia de Santos no litoral do Rio de Janeiro: Búzios, Itapu, Atapu e Sépia. — Podemos ter 40 novas plataformas de petróleo com o investimento conjunto da Petrobras e de outras petroleiras nos próximos anos. O excedente da cessão onerosa pode dobrar o volume de reservas provadas no país, hoje de cerca de 12 bilhões de barris — afirmou Magda Chambriard, consultora da Fundação Getulio Vargas (FGV). A exploração destas áreas pode dar novo fôlego a segmentos que foram diretamente afetados pela crise da Petrobras, que resultou em revisão de investimentos, mudança de estratégia e corte de gastos. Existem ainda mais dois leilões marcados para este ano: um de pós-sal e outro de pré-sal. No setor naval, ao menos 60 mil empregos foram eliminados no período entre 2014 e 2018. Tecnologia ajuda pré-sal a reduzir seus custos Coppe planeja laboratório de R$ 25 milhões para 2020 
Laboratório da Coppe/UFRJ - Foto: Marcelo Régua / Agência O Globo
Após vencer o desafio de extrair petróleo a preços competitivos a mais de sete mil metros de profundidade, o pré-sal brasileiro enfrenta, agora, um novo desafio: reduzir cada vez mais seus custos, com o uso de tecnologias avançadas, como a robótica, inteligência artificial, digitalização e automação. O principal objetivo de petroleiras, fornecedores e pesquisadores é fazer com que a extração das reservas abaixo da camada do sal e a mais de 300 quilômetros de distância da costa continue sendo economicamente viável mesmo que o preço do barril fique abaixo dos US$ 35. Hoje, esse é o patamar limite que viabiliza a extração no fundo do mar. Segundo especialistas, a preocupação é com a volatilidade dos preços do petróleo. Desde outubro, quando estava cotado a cerca de U$80, o valor vem caindo, e atualmente está na faixa dos US$ 60. A busca das empresas e cientistas envolvidos no desenvolvimento tecnológico é reduzir, por exemplo, o número de equipamentos que ficam na parte superior da plataforma de produção e de transferir parte dos processos para o fundo de mar, onde poderão ser operados remotamente. As tecnologias de produção 
Assim, de acordo com Guillaume Decaix, sócio da consultoria McKinsey & Company, o atual desafio tecnológico do pré-sal brasileiro, tido como a principal fronteira petrolífera do mundo, é desenvolver equipamentos mais leves, com o uso de novos materiais, e ainda adotar sistemas que conseguem, por meio de algoritmos, antecipar em dias ou até mesmo horas a falha de algum equipamento. Isso é fundamental para evitar possíveis paradas de produção, que têm uma elevada despesa. — Isso permite cada vez mais o uso de robôs para uma série de operações, reduzindo o número de pessoas em uma plataforma em alto mar. Tudo isso deve baratear os projetos. Alcançar o equilíbrio com a cotação do petróleo a US$ 35 por barril já é um desafio. O foco agora é baixar esse número — destacou ele. Responsável por 55,5% da produção total do Brasil, com 1,4 milhão de barris de petróleo, o pré-sal vem sendo alvo também de novos laboratórios. É o caso da Coppe, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Segundo Segen Estefen, professor de Engenharia Oceânica do Instituto, foi inaugurado em dezembro um espaço cujo objetivo é desenvolver novas tecnologias para recuperação dos reservatórios, que consumiu investimentos de R$ 100 milhões. Em 2020, a previsão é abrir outra unidade para estudar iniciativas que possam aumentar a vazão dos poços e que deve receber mais R$ 25 milhões. — Esses projetos são bancados pelas empresas do setor com a coordenação da Agência Nacional do Petróleo. O pré-sal, por ser uma necessidade concreta, gerou diversos laboratórios e centros de pesquisas. Baixar o custo é o principal desafio, pois os projetos são muito caros. Por isso, as empresas vêm investindo em soluções que possam ser feitas no fundo do mar, em digitalização e aumentando a capacidade computacional, capaz de simular fluxos dos reservatórios e elevar a produção — afirmou Estefen. Para Cláudio Makarovisky, presidente da Abespetro, que reúne empresas prestadoras de serviços para as petroleiras, outro desafio é encontrar soluções para aproveitar o gás natural existente no pré-sal devido à distância com a costa, já que, segundo ele, é inviável construir um gasoduto com 300 quilômetros de extensão. Além disso, ele explicou que, com o gás, há uma grande concentração de gás carbônico (CO 2 ), o que exige novas soluções tecnológicas. Na área de Libra, na bacia de Santos, o nível de CO 2 chega a 60%: — As empresas estão desenvolvendo uma tecnologia para capturar o gás carbônico ainda no fundo do mar e reinjetá-lo nos reservatórios. A Aker Solutions, fabricante de equipamentos e de soluções, vem participando dos projetos para o desenvolvimento do pré-sal. O uso do gás é uma das preocupações. Segundo o vice-presidente comercial da empresa, Woodson Ferreira, entre as alternativas em estudo pelas petroleiras nas quais a Aker vem participando, estão tecnologias de separação e compressão de gás no solo marinho, que reduzem o consumo de energia e espaço nas plataformas para processamento do gás, gerando inclusive uma diminuição na poluição. Ferreira também citou outras tecnologias em estudo no setor como a instalação ao lado da plataforma de um sistema de liquefação de gás natural (GNL), para transportar o produto na forma líquida por navios até a costa. Outra possibilidade, completa ele, é instalar, também ao lado da plataforma, uma unidade de geração termelétrica. — Monetizar o gás é um desafio. É preciso desenvolver esse mercado, menos poluente do que o petróleo. É um caminho para uma economia de baixo carbono — destacou Woodson Ferreira. A Shell, que tem parcerias com mais de 40 universidades brasileiras e com diversas empresas brasileiras e estrangeiras na área de pesquisa e desenvolvimento, investiu cerca de R$ 200 milhões para fomentar estudos em busca de avanços para o setor de energia. “Produzir mais energia a preços competitivos e, ao mesmo tempo, reduzir as emissões são os grandes desafios desta indústria”, disse a companhia em nota. O futuro não será só do petróleo Petroleiras ampliam aposta em fontes renováveis e se preparam para atuar como empresas de energia 
Alternativas. Usina solar no Ceará: com crescimento do mercado de carros elétricos e da pressão
pela redução de gases causadores do efeito estufa, petroleiras reveem estratégia - Foto: Divulgação Em busca de novas fontes de receita e de olho na economia de baixo carbono, que busca reduzir os impactos sobre o meio ambiente, as principais petroleiras ampliam os investimentos em fontes de energia renovável. Em alguns casos, as empresas pretendem até quadruplicar os recursos para novos projetos a partir da geração solar e eólica nos próximos dez anos. Estas fontes ganham espaço na esteira do crescimento de carros elétricos e da pressão pela redução da emissão de gases causadores do efeito estufa. A Petrobras pretende investir US$ 400 milhões no desenvolvimento de projetos de geração eólica, solar e biomassa, de acordo com seu Plano de Negócios 2019-2023. Desde a Operação Lava-Jato, a estatal deu início a um processo de venda de ativos e redução de custos para melhorar suas finanças. A companhia priorizou projetos mais rentáveis do pré-sal e optou por fechar parcerias como forma de dividir custos. Dentro dessa estratégia, passou a investir em projetos de energia renovável em conjunto com outras petroleiras, como Equinor e Total, atenta à perspectiva de um futuro em que o petróleo não será mais o único protagonista. — O ponto central é que as empresas precisam investir na diversificação de suas atividades de produção de energia. A Petrobras enfrentou uma grave crise econômica e por isso vem destinando seus recursos para onde é possível gerar mais lucro. Mas, ao mesmo tempo, a companhia precisa olhar as fontes renováveis e criar novos projetos. Decidiu fazer isso por meio de parcerias. É uma estratégia que não pode ficar em segundo plano — destacou o consultor Carlos Amaral Soares. Auge do petróleo até 2050 Para executivos e analistas, as companhias estão buscando novas fontes já que o mundo está passando por uma nova transição energética. Em 2027, no Brasil, a expectativa é que as fontes solar e eólica somem 16,8% da matriz, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Segundo José Firmo, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), as expectativas mundiais estimam que entre 2030 e 2050 o mundo chegará ao ápice do consumo de petróleo. Após essa fase, destacou, o valor de mercado das empresas e os preços do barril tendem a declinar: — O futuro exigirá espaço para todas as fontes de energia, com uma matriz energética composta de várias fontes fósseis e renováveis. Neste mesmo futuro, nossa indústria contribuirá com o aumento da participação do gás natural, combustível que emite menos e certamente será uma das fontes de energia mais importantes neste momento de transição. As termelétricas a gás são fundamentais para complementar a geração das fontes renováveis, como solar e eólica. Para o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Décio Oddone, explorar a riqueza no pré-sal é urgente pois essa receita será fundamental para o desenvolvimento das fontes renováveis e limpas como eólica e solar. — O momento de transformar essa riqueza (pré-sal) em emprego e renda para as pessoas é agora. Se não fizermos isso, vamos perder novamente uma janela de oportunidade, como aconteceu no passado recente, quando ficamos anos sem leilões de petróleo — destacou. Segundo Guillaume Decaix, sócio da McKinsey & Company, a exploração de petróleo é economicamente viável com o barril a um preço médio de US$ 65. Ele ressalta que o Brasil tem um custo de produção estimado em US$ 35 o barril, o que dá competitividade ao pré-sal. Mudança até no nome Algumas petroleiras decidiram até trocar de nome como parte da estratégia da construção de imagem de empresas de energia. A norueguesa Statoil passou a se chamar Equinor. A empresa, que vem comprando ativos no Brasil para explorar o pré-sal, pretende elevar investimentos em fontes renováveis em todo o mundo, passando dos atuais US$ 500 milhões para US$ 2 bilhões até 2030. No Brasil, a norueguesa acaba de colocar em operação uma usina de energia solar no Ceará. Além disso, selou um acordo com a Petrobras para desenvolver projetos eólicos em alto mar. — O complexo se soma à nossa carteira no Brasil, país considerado estratégico para a empresa. Estamos bem adiantados na nossa jornada para nos tornarmos uma empresa de energia integrada, transformado recursos naturais em energia — diz Pal Eitrheim, vice-presidente executivo de Novas Soluções Energéticas na Equinor. Já a Total, que firmou uma joint-venture (parceria) com a Petrobras, quer desenvolver uma carteira de projetos que tenham capacidade instalada de até 500 MW nos próximos cinco anos em energias renováveis. Ao mesmo tempo, comprou uma parte de campos de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, como a área de Iara e o Campo de Lapa, por US$ 1,95 bilhão. O presidente da Ocyan, antiga Odebrecht Óleo e Gás, Roberto Simões, avalia que o petróleo ainda vai ser a fonte de energia mais importante na matriz energética mundial por mais algumas décadas. A empresa é operadora de sondas e plataformas, como a que atua no Campo de Mero, na área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos: — Está longe de o petróleo deixar de ser a fonte principal de energia, mas as petroleiras têm que investir nas fontes de baixo carbono. É importante investir em fontes limpas, mas toda tecnologia tem novos desafios a serem superados. A visão das companhias Roberto Castello Branco, presidente da Petrobras 
“A Petrobras investe em pesquisa, pois inovação e desenvolvimento tecnológico são os pilares de nossas atividades. A Petrobras já conta com 53 sites eólicos medidos e 20 torres ativas, além de 104 MW de eólica instalados com potencial de expansão. No curto prazo, nosso objetivo é acelerar a produção de petróleo. Contamos com um ativo de classe mundial de baixo custo e longa vida, que é o pré-sal. Somos o líder global da exploração e produção de petróleo em águas profundas e ultraprofundas. No longo prazo, estamos nos preparando, através de estudos e experimentos, para adquirir as competências para triunfar no ambiente em que as fontes renováveis sejam muito mais importantes do que são hoje.”
Carla Lacerda, presidente da Exxon Mobil 
“Crescimento econômico e proteção ambiental não precisam ser excludentes. Todos temos as mesmas aspirações: viver num mundo limpo, seguro e próspero. A ExxonMobil está comprometida em produzir energia acessível enquanto avança na direção de soluções efetivas para os riscos das mudanças climáticas. Entendemos que o petróleo e o gás natural continuarão a desempenhar um papel importante nas próximas décadas. O pré-sal brasileiro representa janela de oportunidade única de gerar riqueza para o Brasil, enquanto se caminha rumo a uma transição energética. No último ano, a ExxonMobil investiu cerca de R$ 8 bilhões para explorar campos em alto mar na costa brasileira”.
Philippe Blanchard, presidente da Total 
“O pré-sal brasileiro já é tão competitivo comercialmente quanto grandes campos do Oriente Médio e coloca o país em posição de destaque. Para pensar em uma indústria competitiva e responsável no futuro, no entanto, é preciso garantir a sua previsibilidade e estabilidade. O petróleo e o gás natural são fundamentais para o desenvolvimento e continuarão a desempenhar papel importante nas próximas décadas. Estamos integrando os desafios do clima à nossa estratégia de negócio. A Total está investindo globalmente na geração de energia a partir do gás natural e renováveis, como solar e eólica. Tais investimentos passam pelo Brasil, país onde inauguramos, em 2018, nossa primeira planta solar, e onde vislumbramos grande potencial.”
Verônica Coelho, vice-presidente da Equinor 
“A transformação para uma economia de baixo carbono é um caminho sem volta. Para as empresas em todo o mundo, isso não apenas é vantagem competitiva, é questão de sobrevivência. Produzimos petróleo e gás natural com menores emissões do que qualquer outra empresa de petróleo. Faz parte da estratégia olhar este futuro de baixo carbono como uma oportunidade, inclusive para novos negócios. É por isso que até 2030, a Equinor irá direcionar 15-20% dos seus investimentos para energias renováveis. O Brasil é uma das áreas estratégicas de atuação. Estamos há mais de 16 anos no país. Acabamos de colocar em operação o primeiro projeto em energia solar da Equinor, com 162MW, gerando energia limpa para mais de 170 mil famílias brasileiras”.
André Araújo, presidente da Shell Brasil 
“Como empresa de energia, nossa estratégia não se resume ao petróleo e etanol. Num planeta que precisará de mais energia e com menor intensidade no uso de carbono, a Shell considera que todas as fontes serão importantes para equilibrar oferta e demanda. A demanda por petróleo atingirá seu pico na próxima década. Se o Brasil quer monetizar essas reservas, é importante assegurar que o país seja competitivo para atrair o máximo de investimentos. Poucos países podem se gabar de uma matriz tão diversa, e de um potencial tão vasto quanto o que temos aqui: das reservas ainda não exploradas de petróleo e gás no pré-sal a projetos de energia solar e eólica, passando por biocombustíveis.”
Mariano Vela, presidente da Chevron Brasil 
“A Agência Internacional de Energia (AIE) projeta um aumento de 25% na demanda global de energia até 2040, impulsionado pelo crescimento da população e pelo aumento da renda. Isso exigirá que a indústria produza a partir de ampla variedade de fontes. O petróleo e o gás continuarão a ser grande parte desse mix de energia, uma vez que o mundo precisa de energia acessível e confiável. Hoje, a Chevron tem um conjunto diversificado: convencional, xisto e tight, óleo pesado, GNL e águas profundas. A companhia está no Brasil há mais de cem anos e arrematou com sucesso seis blocos do pré-sal nas rodadas em 2018, em parceria com a Petrobras e outras grandes empresas de petróleo.”
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