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Margret AlthuonMônica Landi

Produção de Petróleo e gás natural no estado de são Paulo

economia

Com a descoberta do polígono do pré-sal, em 2007, o Brasil se afir-mou como produtor de petróleo e gás em área considerada de nova fronteira para exploração em águas profundas e ultra profundas.1 Entre 2008 e 2018, a produção nacional cresceu de 823,4 milhões de bep2 para 1,2 bilhão de bep, levando o país não só à autossuficiência, mas também a se constituir como exportador líquido de petróleo e gás natural. Ressalte-se que em 2017, o Brasil ocupava a 15a posição

1. Em 2007, quando anunciou a descoberta do pré-sal, a Petrobras estimava em 100 bilhões de bbl recuperáveis a capacidade dos campos do pré-sal, que poderiam colocar o Brasil entre os maiores detentores de reservas, tais como Venezuela e Arábia Saudita (Sauer; Rodrigues, 2016).2. Bep – barril equivalente de petróleo.

Em 2018, o Estado de São Paulo alcança o 2o lugar na produção nacional de petróleo e gás natural.

Óleo bruto de petróleo ocupa a 1a posição na pauta de exportação paulista (US$ 4,5 bilhões, representando 18%

das exportações nacionais desse produto).

O Estado de São Paulo e seus municípios beneficiados receberam em royalties e participações especiais

cerca de R$ 3,9 bilhões.

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EconomiaENSAIO & Conjuntura

anos

de reservas provadas no ranking mundial (12,8 bilhões de barris)3 e a 10a posição em relação à produção mundial (2,7 milhões de bbl/dia).4

Contribuíram para essa expansão os campos localizados em águas profundas do pré-sal nas Bacias de Campos e Santos. Nesse proces-so, o Estado de São Paulo conquistou posição de destaque ao saltar da sétima para a segunda posição no ranking da produção nacional. Com os campos gigantes de elevado potencial petrolífero na Bacia de Santos – Lapa, Sapinhoá e seu Entorno –, a produção na plataforma continental confrontante com São Paulo alcançou, em 2018, 161,3 milhões de bep, ou seja, 13% da produção nacional, superando a produção capixaba. Proximamente, com a entrada em operação dos campos de Carcará e Carcará Norte, o volume de petróleo e gás na-tural extraído do pré-sal deverá reforçar a posição do Estado de São Paulo como importante polo produtor de recursos energéticos.

Esse novo contexto abre uma janela de oportunidades capaz de in-duzir mudanças na economia paulista. Coloca-se, portanto, no curto prazo, o desafio de transformar os recursos advindos de uma fonte esgotável em prol do desenvolvimento econômico e social do Estado. O desdobramento dessa vantagem competitiva, no entanto, vai de-pender da construção de uma agenda que aproveite esse potencial de transformação garantindo benefícios às futuras gerações.

Com essa preocupação o trabalho foi dividido em cinco partes. A pri-meira apresenta informações gerais sobre os dados físicos da produ-ção de petróleo e gás natural nos últimos dez anos, destacando as características dos campos em exploração nas águas territoriais pau-listas da Bacia de Santos. A segunda parte aborda algumas variáveis econômicas relacionadas às atividades de produção de petróleo e gás natural. A terceira analisa o perfil da exploração de petróleo e gás natural no Estado de São Paulo. A quarta parte tece considerações sobre o marco regulatório desse setor, em particular quanto aos regi-mes de concessão, à política de conteúdo local e o Regime Especial

3. Barril, representado por bbl, é uma unidade de medida de petróleo líquido (geralmente petróleo cru) igual a 158,987294928 litros (se for o barril estadunidense) ou a 159,11315 litros (se for o barril imperial britânico).4. A título de comparação, em termos de reservas provadas de petróleo, em 2017, a Venezuela detinha 303,2 bilhões de bbl, seguido pela Arábia Saudita com 266,2 bilhões de bbl. Quanto à produção de petróleo, a liderança em 2017, coube aos Estados Unidos (13 milhões bbl/d) seguido da Arábia Saudita (12 milhões bbl/d), Rússia (11,2 milhões bbl/d). Canadá, muito embora apareça como terceira maior reserva provada do mundo (169 bilhões de bbl), produziu 4,8 milhões bbl/d, ou seja, apenas o dobro da produção brasileira de 2017 (ANP, 2018).

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de Importação e Exportação de Bens destinados à Pesquisa e Lavra de Petróleo e Gás (Repetro). Por fim, são feitas algumas pondera-ções sobre os desafios que se colocam para o Estado de São Paulo tendo em vista as transformações em curso no setor de petróleo e gás natural, em particular no upstream.

Produção de petróleo e gás natural: Brasil e Estado de São Paulo

Enquanto a exploração de petróleo e gás natural no Brasil ocorre, predominantemente, no mar (offshore)5 alcançando 92,5% da produ-ção nacional, no mundo representa 29% do total. Esse porcentual se consolidou com a entrada em produção dos campos do pré-sal, quan-do o volume de petróleo e gás natural produzido no país aumentou exponencialmente, confirmando a vocação e a expertise brasileiras na atividade de exploração de águas profundas. Tomando como re-ferência o período 2008-2018, o crescimento foi de 50,1%, passando de 823,4 milhões de bep, em 2008, para 1,2 bilhão de bep, em 2018 (Gráfico 1).

5. Offshore é a denominação dada à exploração do petróleo e gás natural nos campos marítimos.

Gráfico 1Produção de petróleo e gás natural, segundo localização (terra e mar)Brasil – 2008-2018

Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

823,4 870,8

921,6 948,0 944,6 943,2

1.053,9 1.143,5

1.191,1 1.244,7 1.236,1

715,0 764,8

815,2 840,3 837,4 829,4

936,3 1.029,9

1.079,3 1.147,0 1.143,3

108,4 106,1 106,5 107,7 107,2 113,7 117,6 113,6 111,7 97,7 92,8

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Em milhões de bep

Produção Total Mar Terra

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Considerada como a maior descoberta dos últimos 50 anos da indústria de petróleo e gás natural mundial, a nova província, denominada “po-lígono” do pré-sal, abrange uma área total de 160 mil km2. Encontrada em 2007 pela Petrobras, contém rochas comprimidas abaixo de exten-sa camada de sal, estendendo-se a 3 mil metros abaixo do solo mari-nho, do norte da Bacia de Campos ao sul da Bacia de Santos, cobrindo uma faixa do litoral sul do Estado do Espírito Santo ao Estado de Santa Catarina, com largura de até 200 km por cerca de 800 km da plataforma marítima brasileira. A exploração dessa nova área permitiu que a participação do pré-sal no total da produção nacional de petróleo e gás natural ultrapassasse, em um curto período de tempo após o início da exploração, a produção do pós-sal. Em 2018, o pré-sal respondia por, respectivamente, 55,2% (521,5 bilhões bbl) e 51,4% (21 bilhões de m3) da produção total nacio-nal de petróleo e gás (Gráficos 2 e 3). Esse resultado decorre não só da elevada produtividade dos campos do pré-sal, como do declínio da pro-dução dos campos maduros da Bacia de Campos, localizados na plata-forma continental confrontante com Rio de Janeiro e Espírito Santo.A área do polígono do pré-sal, em 2018, possuía em exploração comer-cial 19 campos de petróleo e gás natural em águas profundas, sendo nove na Bacia de Santos e dez na Bacia de Campos, que juntos produzi-ram 20,9 milhões de bbl/dia de petróleo e 739,3 bilhões de m3/dia de gás.

Gráfico 2Produção total de petróleo (pré-sal e pós-sal) Brasil – 2008-2018


2,6 6,8 16,3 44,4 62,5 110,5 179,8280,1

372,7469,9 521,5

660,7 705,1 733,6 724,1 691,9 628,2643,1

609,6546,0

487,0 422,6663,3711,9 750,0 768,5 754,4 738,7

822,9889,7 918,7 956,9 944,1

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Pré-sal Pós-sal Total

Em bilhões barris

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Dos nove campos do pré-sal localizados na Bacia de Santos, cin-co encontravam-se em águas territoriais paulistas (Lapa, Sapinhoá, Sudoeste, Nordeste e Noroeste de Sapinhoá) produzindo 3,4 milhões de bbl/dia de petróleo e 134,4 bilhões de m3/dia de gás natural. Em termos da produção de petróleo, esses cinco campos representavam 22,6% da produção total da Bacia de Santos e 16,4% da produção nacional do pré-sal. No que se refere à produção de gás natural, es-sas participações corresponderam à 19,2% e 18,2%.

Esses resultados revelam o enorme potencial e a elevada produtivi-dade dessas jazidas do pré-sal,6 com destaque aos poços do cam-po de Sapinhoá e seu Entorno. Em 2018, por exemplo, o campo de Sapinhoá, sozinho, produziu quase 3 milhões de bbl/dia e 119,2 bi-lhões de m3/dia, o que equivale à 77,6% do total de petróleo e 56,3% do total de gás natural produzido no Estado.

6. O petróleo encontrado no pré-sal é o mais cobiçado entre as petrolíferas, por ser identifi cado como médio e leve, alcançando entre 22º a 30º na escala API, criada pelo Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute). Essa densidade permite que o óleo possa ser utilizado na fabricação de produtos mais nobres, como a nafta empregada no setor petroquímico, gasolina e gás.

Gráfi co 3Produção total de gás natural, segundo localização (pré-sal e pós-sal) Brasil – 2008-2018


Pré-sal Pós-sal Total

Em bilhões m3

0,1 0,3 0,6 1,4 2,1 3,7 6,310,6

14,518,2 21,021,5 20,9 22,3 22,7 23,8

24,525,6

24,523,4

21,919,8

21,6 21,122,9 24,1

25,828,2

31,935,1

37,940,1 40,9

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

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Tabela 1Produção nacional de petróleo e gás natural, no mar Brasil, Bacias de Campos e Santos – 2018

Bacia CampoPetróleo Gás Total

bbl/dia % Mm³/dia %BRASIL (89 campos no mar) 29.704.839,4 100,0 1.079.931,9 100,0Pós-sal (70 campos) 8.792.338,5 29,6 340.597,6 31,5Pré-sal (19 campos) 20.912.500,9 70,4 739.334,3 68,5

Santos

Bacia de Santos (16 campos) 15.173.413,6 51,1 699.419,2 64,8Rio de Janeiro (7 campos) 11.344.149,9 74,8 487.827,5 69,7Pós-sal (3 campos) 193.379,5 1,7 13.403,5 2,7Pré-sal (4 campos) 11.150.770,3 98,3 474.424,0 97,3

Lula 10.360.132,7 437.424,7Búzios 397.062,2 14.097,2Mero 304.611,2 20.210,2Sururu 88.964,3 2.691,9

São Paulo (9 campos) 3.829.263,8 25,2 211.591,7 30,3Pós-sal (4 campos) 397.754,5 10,4 77.240,8 36,5

Baúna 338.168,7 2.599,0Mexilhão 51.518,4 68.214,2Lagosta 6.654,1 4.184,7Merluza 1.413,2 2.242,8

Pré-sal (5 campos) 3.431.509,3 89,6 134.350,9 63,5Sapinhoá 2.972.290,8 119.201,1Lapa 441.233,7 14.407,0Sudoeste de Sapinhoá 10.562,4 436,3Noroeste de Sapinhoá 6.144,0 253,8Nordeste de Sapinhoá 1.278,4 52,8

Campos

Bacia de Campos (46 campos) 14.102.293,3 47,5 263.624,7 24,4Espírito Santo (8 campos) 3.656.176,5 25,9 87.429,9 33,2Pós-sal (4 campos) 699.324,9 19,1 6.705,0 7,7Pré-sal (4 campos) 2.956.851,6 80,9 80.724,9 92,3

Jubarte 2.155.883,5 52.842,5Baleia Franca 423.024,5 15.302,2Baleia Azul 371.030,4 12.352,4Pirambu 6.913,1 227,8

Rio de Janeiro (38 campos) 10.446.116,8 74,1 176.194,9 66,8Pós-sal (32 campos) 7.072.747,2 67,7 126.360,4 71,7Pré-sal (6 campos) 3.373.369,6 32,3 49.834,5 28,3

Marlim 1.457.855,4 19.926,9Marlim Leste 855.818,7 14.223,7Barracuda 705.827,8 9.944,6Caratinga 217.006,2 3.698,4Pampo 114.147,1 1.322,2Voador 22.714,3 718,8

Demais Bacias

7 Bacias (AL, BA, CE, ES, RN e SE) 429.132,4 1,4 116.888,0 10,8Pós-sal (27 campos) 429.132,4 116.888,0

Alagoas (1 campo) 1.423,3 2.020,9Bahia (4 campos) 7.789,7 58.814,2Ceará (4 campos) 52.038,5 1.164,1Espírito Santo (4 campos) 246.608,4 25.344,6Rio Grande do Norte (9 campos) 62.861,6 4.763,3Sergipe (5 campos) 58.411,0 24.780,9

Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Fundação Seade.

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Essa expansão na produção paulista permitiu que a Bacia de Santos superasse a de Campos na produção de petróleo e gás natural, res-pondendo por, respectivamente, 51,1% e 64,8% do volume total nacio-nal produzido no mar (offshore).7 Graças a produtividade dos campos paulistas do pré-sal da Bacia de Santos o Estado de São Paulo, a par-tir de 2018, alcançou o segundo lugar no ranking nacional, superando a produção do Estado do Espírito Santo (Gráfico 4).

A economia paulista e as atividades de petróleo e gás natural

A expressiva expansão da produção paulista de petróleo vem ocasio-nando mudanças importantes na economia do Estado que precisam ser avaliadas com atenção.

Em termos da arrecadação fiscal, a contribuição de royalties8 e par-ticipações especiais9 no Estado de São Paulo apresentou aumento

7. Em 2017, a Bacia de Campos respondeu por 49,9% do total de petróleo produzido no país e a Bacia de Santos contribuiu com 42,2%.8. De acordo com Lei do Petróleo no 9.478/1997, os royalties incidem sobre o valor da produção do campo e são recolhidos mensalmente pelas empresas concessionárias por meio de pagamentos efetuados à Secre-taria do Tesouro Nacional (STN) até o último dia do mês seguinte àquele em que ocorreu a produção. A STN repassa os royalties aos beneficiários (Estados e municípios) com base nos cálculos efetuados pela ANP.9. Participação especial é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção sob re-gime de concessão, distribuída para a União, Estados e municípios, segundo porcentuais estabelecidos no artigo 50 da Lei no 9.478/1997 e alterada pela Lei Federal no 12.734/2012.

Gráfico 4Produção total anual de petróleo e gás natural Brasil, São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo – 2008-2018

Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Fundação Seade.

622,1 693,0 679,9 648,0 646,8 614,1

653,3 707,0 741,6

791,7 814,1

61,5 44,0 100,0

147,4 141,8 145,3 168,8 172,7 173,9 168,1 148,5

1,8 1,7 7,6 22,7 23,9 43,8 87,7 128,2 143,2 167,9

161,3

823,4 870,8

921,6 948,0 944,6 943,2

1.053,9 1.143,5

1.191,1 1.244,7 1.236,1

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Rio de Janeiro Espírito Santo São Paulo Brasil

Em milhões bep

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progressivo nos últimos anos. Em 2018, o Estado de São Paulo e seus municípios beneficiados receberam, aproximadamente R$ 3,9 bilhões, sendo R$ 1,9 bilhão em royalties e R$ 2,0 bilhões em partici-pações especiais (PEs), representando crescimento próximo a 65% em relação ao recebido a 2017 (Tabela 2). No caso das PEs, obser-va-se quase uma duplicação nos valores recebidos entre 2017/18, explicada pelo pagamento incidente sobre os campos de alta produti-vidade do pré-sal da Bacia de Santos (Lapa e Sapinhoá).

Tabela 2Distribuição de royalties e participações especiais sobre a produção de petróleo e de gás natural, segundo beneficiários (1)União, Estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo – 2017-2018

Em R$ milhões

Beneficiários

2017 2018

RoyaltiesParticipações

especiaisTotal Royalties

Participações especiais

Total

Total 15.302,2 15.167,7 30.469,8 23.376,8 29.626,8 53.003,6

União (2) 5.698,6 7.588,9 13.287,5 8.756,2 14.783,5 23.539,8Unidades da Federação (UFs) 4.357,1 6.071,1 10.428,2 6.595,3 11.826,8 18.422,1

Rio de Janeiro 2.651,1 4.464,0 7.115,1 4.196,8 9.111,8 13.308,6

São Paulo 509,5 857,5 1.367,0 769,4 1.580,8 2.350,2

Espírito Santo 618,2 720,3 1.338,5 846,5 1.082,7 1.929,2

Demais (3) 578,3 29,3 607,6 782,6 51,5 834,1

Municípios pertencentes às UFs 5.228,9 1.486,2 6.715,1 8.002,1 2.956,7 10.958,9Rio de Janeiro 2.800,7 1.084,5 3.885,2 4.451,4 2.277,9 6.729,3

São Paulo 777,9 214,4 992,3 1.144,5 395,2 1.539,7

Espírito Santo 640,2 180,1 820,3 883,5 270,7 1.154,2

Demais (4) 1.010,1 7,3 1.017,3 1.522,8 12,9 1.535,7

Depósitos judiciais 17,6 21,4 39,0 23,1 59,7 82,8Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Fundação Seade.(1) O valor dos royalties não inclui parcela do Fundo Especial distribuída a estados (conforme critérios do Fundo de Participação dos Estados – FPE) e aos municípios (conforme critérios do Fundo de Participação dos Municípios – FPM).(2) Valor da União inclui Fundo Social, Comando da Marinha, Ministério da Ciência e Tecnologia, Fundo Especial e recursos carimbados para Educação e Saúde.(3) Inclui os Estados de AL, AM, BA, CE, MA, PR, RN e SE.(4) Inclui os municípios situados nos Estados de AL, AM, BA, CE, MA, MG, PA, PB, PE, PR, RN, RS, SC e SE.

Considerando o valor total de arrecadação dos royalties e das parti-cipações especiais (R$ 1,5 bilhão) distribuídos nos municípios paulis-tas, verifica-se que, em 2018, apenas três (Ilhabela, São Sebastião e Caraguatatuba) dos 109 municípios beneficiados receberam 65,7% (R$ 1,01 bilhão). Lidera essa lista o município de Ilhabela que arre-cadou sozinho R$ 751,6 milhões, ou seja, praticamente a metade do total das participações governamentais (Tabela 3). Contribuiu para

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esse resultado o valor de R$ 394,1 milhões relativo às PEs, que re-presenta 99,7% do fruto da compensação financeira da exploração dos campos de Lapa e Sapinhoá (Tabela 4).

Tabela 3Distribuição de royalties e participações especiais sobre a produção de petróleo e de gás naturalMunicípios paulistas beneficiados – 2017-2018

Município paulista beneficiado

2017 2018

R$ milhões % R$ milhões %

Total (1) 992,4 100,0 1.539,7 100,0Ilhabela 228,5 23,0 751,6 48,8

São Sebastião 86,9 8,8 137,8 8,9

Caraguatatuba 292,9 29,5 122,0 7,9

Cubatão 60,5 6,1 98,6 6,4

Bertioga 49,7 5,0 76,2 5,0

Ilha Comprida 33,0 3,3 46,1 3,0

Guararema 47,7 4,8 44,3 2,9

Iguape 23,8 2,4 31,3 2,0

Praia Grande 14,7 1,5 22,1 1,4

São Vicente 14,7 1,5 22,1 1,4

Cananéia 13,6 1,4 20,2 1,3

Demais municípios 126,1 12,7 167,4 10,9 Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Fundação Seade.(1) Inclui 109 municípios beneficiados.

Tabela 4Distribuição de participações especiais sobre a produção de petróleo e de gás natural Municípios paulistas beneficiados – 2013-2018

Em R$ milhões

Municípios 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Total 6,0 46,8 122,4 84,6 214,4 395,3Caraguatatuba 12,6 113,5 82,1 211,4 0,4

Iguape 0,4 31,2 7,6 2,3 1,5 0,5

Ilha Comprida 5,6 2,7 0,9 0,2 0,7

Ilhabela 0,2 0,2 0,4 394,1

Peruíbe 0,1 0,1 0,3 0,2

Ubatuba 0,1 0,1 0,1Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Fundação Seade.

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Essas elevadas somas de recursos demonstram a importância que os royalties e as participações especiais assumiram, em termos fiscais, para municípios paulistas. A experiência de alguns municípios flumi-nenses, que começaram a receber esses recursos em momentos an-teriores aos paulistas, mostra ser desejável estabelecer mecanismos para assegurar que as receitas de petróleo, um recurso esgotável, estimule o desenvolvimento local e eleve o padrão de vida da popula-ção. Para citar um exemplo nessa direção, Ilhabela propôs a criação de um Fundo Municipal Soberano10 a partir da arrecadação anual de royalties e PEs, uma iniciativa entre inúmeras outras possíveis para priorizar a alocação desses recursos extraordinários na geração de conhecimento, capacitação e atividades produtivas, gerando transfor-mações e benefícios para as futuras gerações.

Outra mudança decorrente da maior produção petrolífera no Estado, diz respeito ao peso que as exportações de “óleos brutos de petróleo” pas-saram a ter na balança comercial paulista, tornando o Estado de São Paulo, desde 2016, exportador líquido desse produto. Em 2018, essas exportações alcançaram quase US$ 4,5 bilhões, representando cerca de 18% das exportações brasileiras de óleo bruto de petróleo (US$ 25,1 bilhões) e 8,6% do valor total exportado pelo Estado (US$ 52,3 bi-lhões). Esse resultado coloca esse produto na primeira posição na pauta de exportação paulista em 2018, lembrando que, em 2008, ele respondia por apenas 1,5% desse total, ou seja, US$ 858,5 milhões, não figurando entre os principais bens exportados por São Paulo.

Além disso, o aumento da produção de petróleo e gás natural na pla-taforma continental paulista ampliou a participação da indústria extra-tiva no total da indústria do Estado, de 0,3%, em 2008, para 1,3%, em 2016. Considerando-se como base a produção de petróleo e gás natu-ral de 2013, o valor adicionado da produção estadual desses produtos, em 2018, apresentou crescimento de 268% (Gráfico 5). Ressalte-se que, em 2018, em função das paralisações programadas da Petrobras para manutenção de plataformas, foi registrado um recuo da ordem de 3,9% no Valor Adicionado de petróleo e gás natural em relação a 2017. Essa pequena queda, contudo, não comprometeu a atividade produtiva do setor que, desde 2010, vem ampliando a participação da indústria extrativa paulista.

10. No início de 2018, a Câmara Municipal de Ilhabela aprovou o PL 131/17, criando o Fundo Municipal Soberano a partir da arrecadação anual de royalties e PEs. Sua implementação, contudo, ainda depen-de de regulamentação.

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O potencial da exploração de petróleo e gás natural paulista é inegá-vel. Coloca-se, no entanto, como desafio para o Estado de São Paulo a construção de uma agenda capaz de induzir e dinamizar sua eco-nomia além das atividades de extração. Ou seja, como os benefícios decorrentes da produção crescente poderão incrementar a geração de renda e emprego incorporando avanços de centros de pesquisa e segmentos à jusante da cadeia produtiva de exploração de petróleo e gás natural.

Gráfico 5Evolução do indicador de volume do Valor Adicionado da produção de petróleo e de gás naturalEstado de São Paulo – 2008-2018

Fonte: Fundação Seade.

Perfil da exploração da Bacia de Santos, no Estado de São Paulo

O Quadro 1 reúne informações sobre os campos de exploração de petróleo e gás localizados em águas territoriais paulistas, desde o início das rodadas de licitações lançadas pela ANP (Lei do Petróleo, aprovada em 1997), destacando os principais agentes operadores e concessionários, bem como os regimes de exploração em curso na região.

100 94 414

1.233 1.296

2.374

4.751

6.947

7.757

9.095 8.740

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

(Base: produção média de 2008 = 100)

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Quadro 1Principais campos de produção de P&GN, em águas territoriais paulistas da Bacia de Santos: regimes e consórcios

Campos RegimeOperador/ Empresas associadas

Datas Localização e observaçõesDesco-

berta

Decl.comer-

cialidade

Início prod.

Merluza Concessão Petrobras 100% 1979 1992

BS: a 185 km da costa de Praia Grande Lâmina d’água: 131 m Fluido principal: gás Produção escoada via gasoduto (215 km) até a Unidade de GN na Ref. Pres. Bernardes (RPBC), em Cubatão (SP)

Lagosta Concessão

Petrobras 100% (Em 2006 a

Petrobras comprou a participação de 60% da El Paso)

2003 2004 2009

BS: a 185 km da costa da Praia Grande Lâmina d’água: 131 mFluido principal: gás Produz através da plataforma fixa instalada no campo vizinho de Merluza

MexilhãoConcessão

Rodada Zero ago/1998

Petrobras 100% 2003 2011

BS: 138 km do litoral Lâmina d’água: 250 a 550 m Fluido principal: gás não associado GN escoado até a UTGás de Caraguatatuba: uma parte do gás é escoado para Taubaté (SP) e outra parte do gás é condensado e enviado por um duto ao T. Marítimo Alm. Barroso, em São Sebastião

GuaiamáConcessão 1a Rodada jun/1999

Petrobras 100% 2007

BS: em águas rasas Lâmina d’água: 150 m Não apresentou Plano de Desenvolvimento Campo devolvido pela Petrobras em 2015 (falta de interesse comercial)

PiracucáConcessão 2a Rodada jun/2000

Petrobras 63% e Repsol 37% 2005 2009

BS: em águas rasas Lâmina d’água: 200-300 m Campo devolvido pela Petrobras em 2017 (não é considera-do economicamente viável)

Lapa (Carioca)Concessão 2a Rodada jun/2000

Total 35% (1), Petrobras (10%),

Shell (30%) e Repsol Sinopec

(25%)

2007 2013 2016

BS: a 270 km da costa do ESP Lâmina de água a 2.140 m de profundidade, óleo a 26º APIFluido principal: óleo e gás associado (459 MM boe)Capacidade do navio-plataforma: processar 100 mil barris de petróleo/dia e comprimir 5 MM de m3 de gás/dia

Sapinhoá (Guará)

Concessão 2a rodada jun/2000

Petrobras (45%), Shell (30%) e

Repsol Sinopec (25%)

2008 2011 2013

BS: a cerca de 360 km da costa do ESP Lâmina d’água de 2.140 m Fluido principal: óleo (2.100 MM boe) Óleo com 30º API. Explotação através de 2 unidades esta-cionárias de produção: FPSO Cidade de São Paulo e FPSO Cidade de Ilhabela

Baúna SulConcessão 5a rodada ago/2003

Petrobras (80%) e Karoon (20%) 2010 2012

BS: a 20 km da costa Lâmina d’água: 300 m Petrobras não apresentou Plano de Desenvolv. Campo devolvido pela Petrobras em 2015

BaúnaConcessão 5a Rodada ago/2003

Petrobras 100% 2008 2012 2012

BS: a cerca de 210 km da costa do ESP Lâmina d’água: 225 a 295 m.Fluido principal: óleo Em 2013 ANP integrou os dois campos (Baúna e Piracaba) sob o nome de Baúna Decreto no 9.355/2018 inclui o campo de Baúna na Sistemática para Desinvestimentos da Petrobras

PiracabaConcessão 5a rodada ago/2003

Petrobras 100% 2012 2012

Sul de Sapinhoá

Cessão Onerosa jun/2010

Petrobras 100% 2012 2014BS: a 320 km da costa do ESP Lâmina d’água: entre 2.200-2.250 m Fluido principal: óleo (MM 319 boe)

Entorno de Sapinhoá (Nordeste, Noroeste e Sudoeste)

Partilha de Produção 2a rodada out/2017

Petrobras (45%), Shell (30%) e

Repsol Sinopec (25%)

2012 2018 Nov-18

BS: a cerca de 300 km da costa ESP Águas ultraprofundas (FPSO Cidade de São Paulo e FPSO Cidade de Ilhabela: produção atual de 250 mil bpd. Os novos campos deverão ser unitizados ao campo de Sapinhoá mediante Acordo de Individualização da Produção

Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, Petrobras; Fundação Seade. (1) Em 2017, a Total assinou contrato de cessão de direitos com a Petrobras e comprou 35% de sua participação.

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Desde o início, a Petrobras exerceu papel fundamental como princi-pal investidora no desenvolvimento da produção de petróleo e gás, aplicando tecnologias avançadas de perfuração e viabilizando a im-plantação de uma complexa infraestrutura de escoamento e proces-samento desses produtos.

No caso da exploração em águas territoriais paulistas (Bacia de Santos), os campos de Merluza, Lagosta11 e Mexilhão, que se encontravam em efetiva produção na data da aprovação da Lei no 9.478/1997 (Lei do Petróleo), tiveram ratificados os direitos de exploração à Petrobras, que deu prosseguimento às suas atividades por meio de contratos de concessão. Os campos de Baúna e Sul de Sapinhoá também per-tencem à Petrobras, adquiridos, respectivamente, na quinta rodada (licitação por concessão) e cessão onerosa.

Além da Petrobras, verifica-se a presença de seis importantes players estrangeiros, explorando os campos na plataforma continental paulis-ta. São eles: a anglo-holandesa Shell; a chinesa China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec); a portuguesa Galp Energia; a em-presa francesa Total; a estatal norueguesa Equinor (antiga Statoil); e a americana Exxon Mobil.

O consórcio Petrobras (45%), Shell (30%) e a chinesa Repsol Sinopec (25%) detém dois campos em águas profundas do pré-sal paulista: Sapinhoá (antigo Guará) e Entorno de Sapinhoá, que abrange os campos denominados Nordeste, Noroeste e Sudoeste de Sapinhoá. Até final de 2017, esse mesmo consórcio detinha também o campo de Lapa (antigo Carioca), com as mesmas participações. Mas, no início de 2018, a Petrobras e a Total anunciaram a conclusão de transações que resultaram na cessão de direitos de 35% da Petrobras (incluindo operação) para a empresa francesa Total. Dessa forma, a nova com-posição do consórcio do campo Lapa passou a ser a Total como ope-radora (35%), Shell (30%), Repsol Sinopec (25%) e Petrobras (10%).

Ressalta-se que Shell participa em vários outros blocos offshore nas Bacias de Santos e Campos, além de blocos adquiridos recentemente

11. O campo de Lagosta foi adquirido pela empresa americana El Paso, em parceria com a Petrobras. Considerada na época, como uma das multinacionais mais ativas no Brasil no setor de E&P, detinha 18 blocos em várias bacias sedimentares (Pará-Maranhão (MA), Potiguar (RN), Camamu (BA), Espí-rito Santo, Santos (SP) e Paraná), mas acabou vendendo sua participação de 60% nesse campo para a Petrobras em 2006. Nesse mesmo ano, a El Paso também se desfez da usina termelétrica Macaé Merchant em Macaé (RJ), tendo a Petrobras assumido o projeto original da El Paso, estratégico para aproveitamento do gás produzido na Bacia de Campos.

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na Bacia de Barreirinhas, na costa do Estado de Maranhão, que lhe conferem atualmente a segunda posição no ranking da produção na-cional de petróleo e gás. Essa liderança é resultado de sua agressiva estratégia na aquisição de novas áreas da promissora fronteira do pré-sal brasileiro, entre outras. Em 2018, a Shell arrematou dois campos na Bacia de Santos, sendo um na quarta rodada (Três Marias) e outro na quinta rodada (Saturno), além de mais quatro outros campos, sendo três da Bacia de Potiguar (RN) e um da Bacia de Campos, todos licita-dos na 15a rodada de licitação de blocos sob o regime de concessão.

A empresa chinesa China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec), parceira do consórcio que explora os campos Lapa, Sapinhoá e Entorno de Sapinhoá, lançou mão de uma estratégia di-ferente para garantir participação na exploração da promissora Bacia de Santos. Em 2010, a Sinopec comprou a participação de 40% dos ativos de exploração e produção da espanhola Repsol no país, por US$ 7,1 bilhões, criando a Repsol Sinopec Brasil. Esta aquisição conferiu aos chineses acesso aos campos de Carioca e Sapinhoá (antigo Guará), ambos gigantes do pré-sal da Bacia de Santos. Dois anos mais tarde, em 2012, os chineses consolidaram sua entrada no pré-sal ao adquirirem 30% dos ativos da empresa portuguesa Galp Energia. A Sinopec despendeu US$ 4,8 bilhões pela aquisição de to-dos os blocos em fase de exploração e produção da Galp, reunidos na Petrogal Brasil, incluindo a fatia de 10% que a portuguesa detinha nos campos Lula (antigo Tupi) e Cernambi (antigo Iracema), desco-bertas emblemáticas do pré-sal da Bacia de Santos. A controlada da Galp tem participação acionária em 20 blocos no Brasil, a maioria em sociedade com a Petrobras, localizados nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. A Sinopec tem presença ainda no Brasil através da Gas Natural Fenosa, com distribuição de gás para o Rio de Janeiro e o sul de São Paulo.

Por fim, vale destacar que a Petrobras acabou devolvendo alguns campos ao longo desta última década, por não serem economica-mente viáveis no seu entender. Em 2015, ela devolveu três campos de águas rasas: Guaiamá, cuja concessão foi licitada na primeira ro-dada (junho/1999); Piracucá, decorrente da segunda rodada de con-cessão (junho/2000); e Baúna Sul, da quinta rodada de concessão (agosto/2013). Já o campo Baúna, também de águas rasas e lici-tado na quinta rodada de concessão (agosto/2013), foi incluído no programa “Sistemática para Desinvestimento da Petrobras”, segundo Decreto no 9.355/2018.

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Ainda dentro dessa sistemática de desinvestimento, em 2016 a Petrobras vendeu 66% de sua participação no campo Carcará (BM-S-8) para a Equinor, empresa controlada pelo governo norueguês. Em outubro de 2017, logo após arrematar a área de Norte de Carcará no segundo leilão de partilha de produção do pré-sal, a Equinor anunciou uma reorganização societária no consórcio do campo Carcará, consti-tuído entre Equinor (36,5%) e seus parceiros ExxonMobil (36,5%), Galp (17%) e Barra Energia (10%). A nova composição do consórcio pas-sou a ser Equinor (40%) como operadora, Exxon Mobil (40%) e Galp (20%). Ressalta-se que esta composição acionária passou a ser idên-tica a aquela do consórcio do campo Carcará Norte, onde estão sendo conduzidas atividades de perfuração por navios sondas atualmente.

Fica evidente o interesse dos grandes players internacionais na ex-ploração do pré-sal da Bacia de Santos, não apenas em razão da qualidade e quantidade do óleo encontrado, como também pela opor-tunidade de fechar negócios diretamente com a Petrobras dada a sua política de desinvestimentos.

Quando se avalia o perfil da exploração dos campos que compõem a área paulista da Bacia de Santos, verifica-se que, entre suas primei-ras descobertas, destacam-se os campos produtores de gás deno-minados Merluza12 e Lagosta, situados em águas rasas com lâminas d’água variando entre 100 a 500 metros. A produção desses dois pri-meiros campos (pós-sal) é escoada em conjunto através de gasoduto de 250 km até a refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão.

O campo pós-sal de Mexilhão, localizado na parte sudoeste do polígo-no do pré-sal, próximo aos campos com maiores perspectivas de re-servas do Brasil, apresentava-se como a principal jazida produtora de gás natural em águas territoriais paulistas da Bacia de Santos. Essa posição, no entanto, foi substituída pelo campo gigante de Sapinhoá, descoberto em 2008. Localizado em águas profundas do pré-sal, à lâmina d’água de 2.140 metros, após quatro anos do início de sua produção comercial, em 2017, esse campo já ultrapassava a produ-ção média de Mexilhão, alcançando 9.479,0 mil m3/dia contra 7.346,5 mil m3/dia.

12. A primeira acumulação de hidrocarbonetos, na Bacia de Santos, foi descoberta no campo de gás de Merluza, em 1979. Subsequentemente, seis outros campos de petróleo e gás natural foram desco-bertos pela Petrobras até 1994 (Tubarão, Coral, Estrela do Mar, Caravela, Caravela Sul e 1-BSS-69). O final da década de 1980 e início da década de 1990 foram caracterizados por um aumento na perfu-ração exploratória, como resultado de descobertas de hidrocarbonetos.

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Para escoar a produção de Mexilhão foi construído um gasoduto, com 146 km de comprimento, até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, no município de Caraguatatuba (UTGCA). Esta unidade entrou em operação em 2011 e foi essencial para viabilizar a produção de petróleo e gás natural das áreas do pós-sal e pré-sal da Bacia de Santos. Visando atender a expansão da produção de gás advinda dos novos campos do pré-sal (Sapinhoá, Lapa e Lula), a UTGCA ampliou sua capacidade de processamento de 15 para 20 milhões de m³/dia de gás natural (10 MMm³/dia do pré-sal e 10 MMm³/dia do pós-sal), com obras de adequação e ampliação, fi nalizadas em 2014.

Esse gasoduto, denominado Rota 1, compõe o Sistema Integrado de Escoamento (SIE) do Polo Pré-sal da Bacia de Santos (PPSBS), que reúne mais dois outros gasodutos denominados Rota 2 e Rota 3 (ainda em construção), conforme ilustra a Figura 1.

Figura 1Rotas de escoamento de gás natural (gasodutos)

Fonte: Petrobras.

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O gasoduto Rota 1 segue da plataforma de Mexilhão para conec-tar-se ao campo de Lula, Sapinhoá e Lapa, na Bacia do pré-sal de Santos, e tem 359 km na sua extensão total.

Já o gasoduto Rota 2, com 401 km de extensão, parte da área do pré-sal da Bacia de Santos e segue até a Unidade de Tratamento de Gás de Cabiúnas (UTGCAB), na cidade de Macaé, no Rio de Janeiro, onde o gás é processado e distribuído. Esse empreendimento, com capacidade atual para escoar até 16 milhões m3/dia de gás natural, encontra-se em operação desde fevereiro de 2016.

O gasoduto Rota 3, por sua vez, com aproximadamente 355 km de extensão total (307 km no mar e 48 km em terra), interligará o polo do pré-sal à Unidade de Processamento de Gás Natural localizada no Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí. A vazão de escoamento do gasoduto foi ampliada para 21 milhões de m³ por dia de gás natural e o início de sua operação prevista para 2020, foi replanejada para 2021.13

Em 2016, mais um campo do polígono do pré-sal da Bacia de Santos, denominado Lapa, iniciou produção de petróleo e gás natural. Situado a uma lâmina d’água de 2.140 metros esse campo se destaca por sua produção de óleo leve com 26o API. Ao final do segundo semestre de 2018, os três campos localizados no Entorno de Sapinhoá, denomi-nados Nordeste, Noroeste e Sudoeste, iniciaram sua produção em escala comercial.

Com efeito, a entrada em operação desses campos do pré-sal (Sapinhoá, Lapa e os do Entorno de Sapinhoá) fez com que São Paulo se projetasse como segundo produtor de gás natural no ce-nário nacional em 2018. Tudo indica que essa posição será refor-çada assim que o campo Sul de Sapinhoá entrar em operação co-mercial, o que depende da publicação do edital de regulamentação da concessão onerosa pela ANP.14 Os dois outros campos da Bacia

13. As obras do Comperj foram interrompidas em 2015. Em julho de 2018, a Petrobras assinou uma carta de intenções com a China National Petroleum Corporation (CNPC) para retomar as obras de con-clusão da refinaria do Comperj, em Itaboraí (RJ), e promover investimentos de revitalização na área de Marlim. A retomada do projeto é fundamental para a utilização do óleo pesado produzido no cluster de Marlim (abrange os campos de Marlim, Voador, Marlim Leste e Marlim Sul, todos da Bacia de Campos) e, também, para poder escoar o gás natural que será produzido em Mero e em outros campos do pré-sal da Bacia de Santos.14. A cessão onerosa foi um acordo fechado entre a União e a Petrobras em 2010 (Lei no 12.276, de 2010), cujos termos estão sendo revistos e, atualmente, em discussão no Senado. Há leilão previsto para 28 de outubro de 2019.

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de Santos paulista (Carcará e Carcará Norte), de excelentes pro-priedades, também não receberam ainda declaração de comercia-lidade da ANP. Suas empresas operadoras e parceiras (Equinor, Exxon Mobil e Galp) seguem implementando o Plano de Avaliação de Descoberta (PAD).15

A exploração comercial de petróleo no offshore do polígono do pré-sal da Bacia de Santos é realizada basicamente através de uni-dades estacionárias de produção (UEPs), que são plataformas flutuantes, conhecidas por FPSO – Floating Production Storage and Offloading,16 sigla em inglês de navio plataforma que produz, processa, armazena e escoa petróleo e gás natural (Figura 2). A utilização dessas plataformas se mostrou a alternativa mais viá-vel em regiões sem infraestrutura submarina, afastadas da costa, com grande lâmina d´água e onde a instalação de dutos para ex-ploração de óleo se fazia inviável. Elas apresentam ainda outras vantagens, como, por exemplo, o fato de reunir as diversas etapas de exploração em uma única unidade, e permitir que os sistemas operacionais sejam construídos a partir da conversão de navios tanques já existentes, podendo ser reutilizados em outras bacias. Essas plataformas elevam ainda a capacidade de estocagem e re-presentam menores riscos financeiros na exploração de poços com parâmetros desconhecidos.17

Encontram-se operando, atualmente, em águas territoriais paulis-tas da Bacia de Santos, cinco FPSOs – Cidade de Itajaí, Cidade de Santos, Cidade de São Paulo, Cidade de São Vicente, Cidade de Ilhabela – além de duas plataformas fixas, situadas em águas do pós-sal. São elas a plataforma marítima de Merluza (PMLZ), do campo de Merluza e Lagosta, e a plataforma marítima de Mexilhão (PMXL), do campo de Mexilhão.

15. O Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) de petróleo ou gás natural é um documento preparado pelo concessionário a qualquer tempo, na fase de Exploração ou na fase de Produção, quando houver decisão de avaliar a descoberta. A elaboração e entrega do PAD deve estar de acordo com a Resolu-ção ANP no 30/2014.16. Grande parte desse tipo de plataforma é resultado de conversão de navios – tanque (petroleiros) desativados, com a instalação de equipamentos de produção, como separadores de óleo, gás e água, geradores, turbinas, além de instalações de apoio como alojamentos, refeitórios, heliporto e outros. No convés do navio é instalada uma planta de processo para separar e tratar os fluidos (petróleo, gás e água) produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos e transportado para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório.17. (Medeiros, 2015).

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O Quadro 2 traz ainda informações complementares sobre a capa-cidade de processamento e o modo de contratação dos navios-pla-taformas (FPSO). A escolha, pela empresa e/ou consórcio de explo-ração de petróleo, entre a opção de contratação por afretamento ou a construção de unidade própria depende de aspectos técnicos, co-merciais, e dos prazos requeridos pelos projetos. A maior operadora do país, a Petrobras, ao longo da sua história, tem utilizado tanto a construção de plataformas próprias como a contratação de platafor-mas por afretamento como alternativas para os projetos de produção. Esses ativos requerem somas elevadas de investimento – de acordo com estimativas do mercado, o custo de um navio-plataforma (FPSO) com capacidade de produção de 150 mil bbl por dia alcança em torno de US$ 1,5 bilhão no mercado internacional.18

18. FGV, Blog Energia, 2018.

Figura 2Exemplo de Unidades Estacionárias de Produção (UEPs)

Fonte: Petrobras.

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Quadro 2Plataformas marítimas (fixas e FPSOs) em águas territoriais paulistas Bacia de Santos – 2018

Campo Nome da plataforma

Início de operação

Capacidade de processamento Modo de contratação

Merluza (1) Plataforma fixa (PMLZ) 1993 5,9 mil bpd e 2,3 milhões de m3/d de gás natural

Construída pela Petrobras

Lagosta (1) Plataforma fixa (PMLZ) 2009 5,9 mil bpd e 2,3 milhões de m3/d de gás natural

Construída pela Petrobras

Mexilhão (1) Plataforma fixa (PMXL) 2011 20 mil bpd de conden-sado e 15 milhões de m3/dia de gás natural

Construída em três canteiros de obras do estaleiro Mauá, em Niterói. Petrobras criou a Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), uma sociedade de propósito específico (SPE). O custo de sua construção foi de US$ 1,19 bilhão, contratada pela Petrobras

Baúna (1) FPSO Cidade de Itajaí fev/13 80 mil bpd Casco de navio convertido no estaleiro Jurong e contrato de afretamento e opera-ção com a OOG/TKP (JV entre a Odebrecht Óleo e Gás (OOG) e a Teekay Offshore)

Uruguá-Tambaú FPSO Cidade de Santos

jul/10 25 mil bpd e 10 milhões de m3/dia de gás natural

Casco de navio convertido no estaleiro Cosco/China e contrato de afretamento com a Modec

Sapinhoá FPSO Cidade de São Paulo

jan/13 120 mil bpd e 5 milhões de m3/dia de gás natural

Casco de navio convertido no estaleiro Cosco (China) e contrato de afretamento com a Modec, integração dos módulos executada no estaleiro Brasfels (Angra dos Reis, RJ)

FPSO Cidade de Ilhabela

nov/14 150 mil bpd, 6 milhões de m3/dia de gás natural e armazenar 1,6 milhão barris de petróleo

Casco de navio convertido no estaleiro CXG (China) e contrato de afretamento com SBM Offshore/QGOG para integração dos módulos executada no estaleiro Brasa (Niterói, RJ)

Lapa Nordeste FPSO Cidade de Caraguatatuba

ago/16 100 mil bpd e 5 milhões de m3/dia de gás natural

Casco do navio construído no estaleiro Mitsui Engineering & Shipbuilding Co em Chiba (Japão) e contrato de afretamento com a Modec, no estaleiro Keppel, em Cingapura, realizada a integração dos mó-dulos e no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ), foi concluída a integração da unidade

Sapinhoá Nordeste

FPSO Cidade de São Paulo

FPSO Cidade de Ilhabela

nov/18 120 mil bpd e 5 m3/dia de gás natural

150 mil bpd e 6 milhões de m3/dia de gás natural

Casco de navio convertido no estaleiro Cosco (China) e contrato de afretamento com a Modec, integração dos módulos executada no estaleiro Brasfels (Angra dos Reis, RJ)

Casco de navio convertido no estaleiro CXG (China) e contrato de afretamento com SBM Offshore/QGOG para integração dos módulos executada no estaleiro Brasa (Niterói, RJ)

Sapinhoá Noroeste

Sapinhoá Sudoeste

Carcará Em licitação a constru-ção do navio plataforma

jul/24 220 mil bpd e 15 milhões de m3/dia de gás natural

Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP; Petrobras; Fundação Seade. (1) Campos do pós-sal da Bacia de Santos.

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A modalidade de contratação de plataforma por afretamento preva-lece entre os projetos de produção dos campos da plataforma con-tinental da Bacia de Santos.19 Dentre as cinco FPSOs afretadas em águas paulistas, três foram entregues e são operadas pela empre-sa japonesa Mitsui Ocean Development Engineering CO. (Modec).20 São elas: FPSOs Cidade de Santos, Cidade de São Paulo e Cidade de Caraguatatuba (Quadro 2).

Convém apontar que as empresas proprietárias das plataformas contratam a construção da unidade baseado no formato EPCI (Engeneering, Procurement, Construction and Integration). Ou seja, o “EPCIsta” é o responsável por projetar e construir a plataforma para atender às especificações do contrato de afretamento e entregar a solução completa para seus clientes.

Considerando que a construção de uma FPSO demanda uma va-riedade de equipamentos e serviços, desde à definição do projeto, à construção ou conversão do casco e à definição dos módulos que irão compor a planta de produção da unidade, espera-se que uma sé-rie de fornecedores, estaleiros e integradores, tanto nacionais como internacionais, sejam envolvidos durante a construção. Em vista des-tas particularidades e do ambiente favorável à flexibilização das re-gras do segmento upstream, representantes da indústria nacional de máquinas e equipamentos têm manifestado preocupação quanto à efetividade da política de conteúdo local.

Nessas circunstâncias, especialmente nas áreas de novas frontei-ras de exploração e produção, conforme apontado em relatório CNI (2018), “a expansão setorial se vincula fortemente à introdução de inovações e soluções tecnológicas que permitam ampliar os ganhos de produtividade e as diferentes fontes de redução de custos”. Dessa forma, a cooperação industrial entre as empresas majors e as empre-sas nacionais fornecedoras de máquinas, equipamentos e serviços pode contribuir para a superação dos desafios técnicos e geológicos enfrentados pelas operadoras petrolíferas. Essa estratégia de coope-

19. Conforme resposta apresentada pela Petrobras, em regimes de partilha de produção, a opção de afretamento permite melhor retorno econômico do projeto em razão das restrições contratuais da au-sência de correção monetária dos investimentos entre outros. Para maiores informações, ver BR Petro-bras “A indústria naval brasileira levou à justiça a iniciativa da Petrobras abrir concorrência para forne-cedores internacionais”, em http://www.anp.gov.br/images/Consultas_publicas/Concluidas/2017/n_03/Anexo_4_Petrobras_Perguntas_Respostas.pdf.20. A Modec, fundada em 1968, tem sua base em Tóquio. Em 2003, a empresa abriu uma filial no Brasil.

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ração, entretanto, deveria vir acompanhada de uma ação coordenada de política energética nacional de maneira a garantir o caráter estra-tégico e de segurança nacional dos recursos petrolíferos.21

Marco regulatório: questões relevantes

Por fim, para compreender melhor a dinâmica das atividades e as es-tratégias de exploração e produção de petróleo e gás, se faz neces-sário resgatar pelo menos três questões do marco regulatório essen-ciais no entendimento das transformações verificadas no setor nos últimos anos. São elas: regimes de exploração; política de conteúdo local e Repetro (Regime Especial de Importação e Exportação de Bens destinados à Pesquisa e Lavra de Petróleo e Gás).

Regimes de exploração

A descoberta da área do pré-sal impulsionou um intenso debate so-bre o sistema de concessão da exploração de petróleo e gás natural no país, com a introdução de mudanças no curso das rodadas de lici-tações que vinham sendo praticadas até então.22 Tais mudanças visa-vam garantir maior controle e participação sobre os recursos prove-nientes dessas novas áreas consideradas estratégicas, em função do baixo risco exploratório, da qualidade superior do óleo (elevado grau API), bem como do alto potencial de descobertas de novos campos.

Como desdobramento desse debate, foram aprovadas, em 2010, três leis: i) a Lei no 12.351/10, que cria e regula a partilha da produção e o Fundo Social; ii) a Lei no 12.304/10, que cria a empresa 100% estatal, Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), para gerenciar o pré-sal; e iii) a Lei no 12.276/10, que trata da cessão onerosa. Essa última lei foi criada para que a Petrobras pudesse dispor de melhores condições financeiras e estratégicas para explorar a nova descoberta do pré-sal. Com esse propósito, a União foi autorizada a “ceder” para a Petrobras

21. A questão de segurança energética pode ser encontrada em Colomer; Queiroz (2019).22. No Brasil, com a flexibilização do monopólio do Estado (estabelecido com a Lei no 9.478/97) e aber-tura do mercado, em 1997, a exploração do petróleo nacional se dava, exclusivamente, sob o regime de concessão. Nessa modalidade, a empresa, ou o consórcio, contratado pela União assume o risco exploratório. Assim, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a empresa concessionária paga participações governamentais (taxas), quais sejam: bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial. Os contratos são assinados pela ANP em nome da União.

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o direito de produzir até 5 bilhões de bbl de petróleo em seis grandes áreas do pré-sal na Bacia de Santos. Em contrapartida, a Petrobras teria o “ônus” de repassar o valor correspondente a essa quantidade de bbl para a União em forma de ações preferenciais da empresa. Com esse mecanismo, a União ampliou a sua participação no capital votante da Petrobras, de 40% para 49%, capitalizando a Petrobras para a realização de novos investimentos. O valor inicial do contrato de cessão onerosa foi de R$ 74,8 bilhões, com prazo de vigência de até 40 anos. Além disso, a Lei no 12.351/10 estabeleceu que a Petrobras atuaria como operadora única dos campos do pré-sal, com uma participação de pelo menos 30%, atuando em todos contratos. Dessa forma, a empresa passou a ser responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção.

Após o início das perfurações, o total estimado de bbl aumentou de 6 bilhões para até 14 bilhões. Essa descoberta de volume maior de petróleo na área do pré-sal associada às mudanças no ambiente po-lítico e econômico nacional reativaram as discussões sobre o modelo da venda e de distribuição dos recursos de exploração deste petró-leo. Um dos desdobramentos desse debate foi a aprovação da Lei no 13.365/2016, que revogou a obrigatoriedade da participação da Petrobras na exploração do petróleo da camada pré-sal. De acordo com a nova lei, caberá ao Conselho Nacional de Política Energética oferecer à Petrobras a exploração mínima de 30% em cada campo, e a empresa se manifestará se aceita ou não a responsabilidade.

Em julho de 2018, dando continuidade a essas mudanças, a Câmara dos Deputados, em meio a divergências na oposição, aprovou o Projeto de Lei no 78/18, que permite à Petrobras transferir ou nego-ciar até 70% dos campos do pré-sal na Bacia de Santos por meio de cessão onerosa. Embora não tenha sido definida a forma pela qual se dará essa licitação, uma vez que esse projeto se encontra em análise no Senado Federal, existe a intenção de flexibilizar as regras previs-tas nas leis aprovadas em 2010 (regime de partilha) com o intuito de agilizar a entrada de agentes privados nesse segmento produtivo.23

23. O PL 078/18, ao extinguir a exigência da Petrobras como operadora de consórcios, pode abrir a possibilidade de permitir a realização das contratações por meio da modalidade convite, ao invés da obrigatoriedade de licitação pública. Em relação aos excedentes da cessão onerosa, embora haja pre-visão que eles sejam licitados sob o regime de partilha, o PL 078/18 não estabelece uma política de excedente de óleo mínimo para a União, nem dispõe de uma política de conteúdo local.

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Além disso, espera-se com essa flexibilização rever a distribuição dos recursos destinados aos estados e municípios.

Em paralelo, ganha espaço o debate sobre a unitização de blocos licitados. Isto porque as fronteiras das grandes jazidas, notada-mente na área do pré-sal, ultrapassam os limites geográficos das áreas contratadas em leilões exploratórios. Por meio de um Acordo de Individualização da Produção (AIP)24 viabiliza-se um projeto único para o desenvolvimento da produção de uma jazida que se estenda por áreas de concessão, cessão onerosa ou de partilha de produção pertencentes a operadores diferentes ou por áreas ainda não contra-tadas. Evidentemente que esse acordo tem como propósito compar-tilhamento de custos e racionalidade da produção entre os agentes, bem como melhoria do fator de recuperação do reservatório. A de-pender do controle e da fiscalização por parte da ANP, a exploração predatória da jazida poderá ser evitada ou não.

Registre-se que, no caso do Estado de São Paulo, o campo de Sapinhoá25 foi o primeiro a assinar o AIP em 2016, sendo que o cam-po Sul de Sapinhoá, ainda em fase de exploração, encontra-se na lista dos em avaliação por parte da Pré-Sal Petróleo.

Por último, assinala-se que, dos nove campos em produção comer-cial, apenas os campos do Entorno de Sapinhoá (Nordeste, Noroeste e Sudoeste) foram licitados sob o regime de partilha.

Política de Conteúdo Local (CL)

A política de CL foi implementada originalmente, no final dos anos 90, com a intenção de promover o conteúdo nacional na aquisição de máquinas e equipamentos para as atividades de exploração, desen-volvimento e produção no segmento offshore da indústria do petróleo e gás natural.

24. Para celebrar um AIP é preciso haver consenso entre as partes sobre as participações e respectivos volumes de petróleo e/ou gás natural. Após as partes chegarem a um consenso, o consórcio e a Pré-Sal Petróleo assinam o AIP, que passa a vigorar quando efetivado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Até dez./2018, segundo informações da Pré-Sal Petróleo, essa companhia já havia celebrado seis AIPs: Sapinhoá, Tartaruga Verde, Lula/Sul de Lula, Nautilus, Atapu e Brava. A Pré-Sal Petróleo esperava celebrar a assinatura do AIP da jazida compartilhada de Mero proximamen-te, tendo ainda outros 17 potenciais casos de individualização da produção em análise pela empresa.25. As negociações de Acordo de Individualização de Produção da jazida de Sapinhoá se iniciaram em setembro de 2014, o acordo foi assinado em 31 de janeiro de 2016 e tornado efetivo, após aprovação da ANP, em novembro de 2018. O AIP estabeleceu que a fração da União na jazida compartilhada seria de 3,7%.

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Entre 1999 e 2002, da primeira à quarta rodada, o incentivo ao con-teúdo local se limitou a introduzir porcentuais mínimos nos editais de licitação dos blocos ofertados, atribuindo maior pontuação aos participantes que se comprometessem a utilizar conteúdo local nas operações de petróleo e gás. Nessa fase, entretanto, não existiam mecanismos de fiscalização e certificação de cumprimento desses porcentuais.

A partir da quinta rodada, em 2003, os editais passaram a definir por-centuais mínimos de equipamentos e serviços necessários para as atividades de exploração, desenvolvimento e produção no segmento offshore, com uma ponderação de valor maior na avaliação final da licitação dos blocos ofertados, conforme ilustrado no Gráfico 6.

Se, por um lado, esse mecanismo tinha por objetivo estimular a in-dústria nacional de equipamentos e serviços e os estaleiros nacio-nais, por outro, os elevados porcentuais propostos pelas empresas operadoras, com o propósito de melhorar sua performance no pro-cesso licitatório, mostraram-se inexequíveis para a maioria delas, re-sultando na geração de multas elevadas. Essa situação associada à entrada do regime de partilha acabou levando a uma nova revisão da política de CL. Entre 2013 e 2015 (rodadas 11, 12 e 13), as porcen-tagens mínimas e máximas de conteúdo local, tanto para as fases de exploração como para desenvolvimento, foram reduzidas (Quadro 3).

Gráfico 6Proporção das exigências de CL para exploração e desenvolvimento de petróleo e gás natural, segundo rodadas de licitação Brasil – 1999-2008

Fonte: Vitto (2016, p. 42)

25

42

28

39

7986

7469

79

27

4840

54

86 8981

7784

Rodada 11999

Rodada 22000

Rodada 32001

Rodada 42002

Rodada 52003

Rodada 62004

Rodada 72005

Rodada 92007

Rodada 102008

Exploração Desenvolvimento

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Apesar dessas reduções, a indústria fornecedora de equipamentos e serviços continuou questionando a aplicação desses porcentuais, le-vando ao Conselho Nacional de Política Energética, a partir de 2016, em um novo cenário, propostas de efetuar adequações nos índices de conteúdo local.

Ainda em 2016, foi instituído o Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural (Pedefor – Decreto no 8.637/16) que transferiu ao Ministério de Indústria, Comércio Exterior e Serviços o aprimoramento da Política de Conteúdo Local do setor de exploração e produção de petróleo e gás natural. Essa iniciativa teve como objetivo principal focar menos no cumprimento dos porcentuais pactuados de CL e na aplicação de multas, e mais no estímulo aos fornecedores no país, a partir da aplicação de dois me-canismos principais: a) valoração de um porcentual de CL superior ao efetivamente existente para os bens e serviços de caráter estratégico; e b) bonificação, com a concessão de unidades de CL, aos consór-cios ou empresas que, no exercício das atividades, promovam no país determinados investimentos. Entre 18 de outubro a 1o de novembro de 2018, o Comitê Diretivo do Pedefor realizou consulta pública para receber contribuições sobre o tema de Bonificações de Créditos para Conteúdo Local. Esse material ainda se encontra em fase de estudo.

Quadro 3Porcentuais de Conteúdo Local (mínimos e máximos) nas rodadas 11, 12 e 13 de licitação

Em porcentagem

Localização do bloco

Exploração Desenvolvimento

Mínimo Máximo Mínimo Máximo

Águas profundas profundidade > 400m 37 55 55 65

Águas rasas 100 m < profundidade ≤ 400m 37 55 55 65

Águas rasas profundidade ≤ 100m 51 60 63 70

Terra 70 80 77 85

Fonte: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

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Muito embora essas mudanças ainda estejam em aberto, as rodadas de licitação realizadas entre 2017 e 2018 já introduziram maior flexi-bilização em suas regras. Os editais definiram porcentuais mínimos menores de conteúdo local a serem cumpridos tanto na fase de ex-ploração como na etapa de desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural, conforme explicitado no Quadro 4.

Quadro 4Porcentuais de Conteúdo Local (CL) 2017-2018

Em porcentagem

Rodadas Exploração

Desenvolvimento

Construção de poço

Sistema de coleta e

escoamento

Unidade Estacionária de Produção

2a rodada partilha (out/2017)

Norte de Carcará35 30 30 30

Entorno de Sapinhoá

Sul de Gato do Mato 38 60 60 60

Sudoeste de Tartaruga Verde 55 65 65 65

3a rodada partilha (out/2017)

Pau-Brasil

18 25 40 25Peroba

Alto de Cabo Frio Oeste

Alto de Cabo Frio Central

14a rodada concessão (out/2017)

Terra 50 25

Mar 18 18 40 25

4a rodada partilha (jun/2018)

Três Marias

18 25 40 25Uirapuru

Itaimbezinho

Dois Irmãos

5a rodada partilha (set/2018)

Saturno

18 25 40 25Titã

Pau-Brasil

Sudoeste de Tartaruga Verde 55 65Fonte: CNPE no 7/2017; Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

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Outra mudança introduzida, ainda em 2018, diz respeito aos meca-nismos contratuais de isenção de conteúdo local (waiver), além da possibilidade de ajustes, transferências de excedentes e aditamen-to de contratos alterando a cláusula de CL, de forma mais alinhada às novas regras vigentes.26

Essas alterações abriram a oportunidade para que todas as empre-sas operadoras de petróleo e gás natural no Brasil pudessem optar, até 10 de agosto de 2018, pelo aditamento da cláusula de CL para os contratos em vigor, celebrados entre a primeira e 13a rodada do regime de concessão.27 Esse aditamento teria efeito para as fases não encerradas, permitindo a adoção de exigências de conteúdo local distintas, em geral menores, daquelas vigentes nos contratos passados, desde que os porcentuais não fossem inferiores àqueles previstos na Resolução CNPE no 7/2017, conforme detalhado no Quadro 5.

A flexibilização dos porcentuais de conteúdo local está alinhada ao interesse das grandes petrolíferas e ocorre no momento em que está em curso uma política de desinvestimentos de ativos da Petrobras e de “parcerias estratégicas de cooperação”. Tais mudan-ças podem comprometer não apenas o objetivo original da política de conteúdo local, de estimular a indústria a se instalar no Brasil para amplificar os impactos positivos da exploração do petróleo e gás no país, mas também o conhecimento tecnológico acumulado no país nas últimas décadas, que pode ser negligenciado se as pe-trolíferas optarem por dar preferência a suas redes internacionais de fornecedores.

26. Resolução ANP no 726/2018 previu a “transferência do excedente” do valor investido em CL, bem como a possibilidade de os signatários dos contratos para exploração e produção (“Contratos de E&P”) aditarem seus contratos para adotar uma nova cláusula de CL, mais alinhada às utilizadas nas últimas rodadas da ANP.27. Segundo informações da ANP, até 31 de agosto de 2018, foram recebidos pedidos de aditamento da cláusula de CL, para 280 contratos (dos cerca de 300 possíveis), relativos a 345 blocos/campos, revelando o interesse dos grupos envolvidos de aproveitar essa oportunidade de revisão das cláusulas contratuais relativas ao CL.

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Quadro 5Porcentuais mínimos de Conteúdo Local (CL), segundo fases

Em porcentagem

Fase Bloco Conteúdo local

Exploração Terra 50

Mar 18

Desenvolvimento

Terra 50

Mar

Construção de poço 25

Coleta e escoamento 40

Unidade estacionária de produção

Engenharia 40

Máquinas e equipamentos 40

Construção, integração e montagem 40

Fonte: Resolução ANP no 726/2018. Elaboração própria.

Repetro

Completando o marco regulatório, o Repetro, criado em 1999, esta-belece desoneração e isonomia tributária no fornecimento de bens entre empresas nacionais e estrangeiras por meio de regime adua-neiro especial de exportação e de importação de bens às atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e gás natural.

O Repetro permite, conforme o caso, a utilização dos seguintes trata-mentos aduaneiros:

“(i) a aplicação do regime de admissão temporária aos bens pro-cedentes do exterior; (ii) a exportação dos bens de fabricação na-cional e vendidos a pessoa sediada no exterior, sem que tenha ocorrido sua saída do território aduaneiro, e posterior aplicação do regime de admissão temporária; e (iii) a importação, sob o regime de drawback, na modalidade de suspensão, de matérias-primas, produtos semielaborados ou acabados e de partes ou peças, utili-zados na fabricação dos referidos bens. O Repetro assegura ainda ao vendedor desses bens fabricados no País, após a conclusão do despacho aduaneiro de exportação, os benefícios fiscais concedi-dos por lei como incentivo às exportações.”28

28. CNI, 2012, p. 41.

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Ademais esse regime tributário pode ser aplicado aos seguintes bens: i) embarcações destinadas às atividades de pesquisa e produção das jazidas de petróleo ou gás natural e as destinadas ao apoio e estoca-gem nas referidas atividades; ii) máquinas, aparelhos, instrumentos, ferramentas e equipamentos destinados às atividades de pesquisa e produção das jazidas de petróleo ou gás natural; iii) plataformas de perfuração e produção de petróleo ou gás natural, bem como as destinadas ao apoio nas referidas atividades; iv) veículos automó-veis montados com máquinas, aparelhos, instrumentos, ferramentas e equipamentos destinados às atividades de pesquisa e produção das jazidas de petróleo ou gás natural; e, v) estruturas especialmente concebidas para suportar plataformas.

Previsto para ser utilizado até dezembro de 2005, o Repetro teve sua vigência prorrogada até 2020 e, recentemente, por meio do Decreto no 9.128/2017 e da Medida Provisória no 795/17 sua vigência foi trans-ferida para 2040. Essa última regulamentação, contudo, permite a isenção de tributos federais incidentes sobre a importação de equipa-mentos para permanência definitiva, o que pode trazer riscos aos pro-dutores locais, principalmente se os novos players decidirem importar diretamente de seus fornecedores e parceiros.

Considerações finais

É inquestionável a relevância que a indústria de petróleo e gás vem assumindo na economia paulista nos últimos anos, que já pode ser percebida no desempenho do PIB paulista, no volume da arrecada-ção tributária, com sua participação em royalties e as participações especiais, e na pauta de exportação do Estado de São Paulo. O ritmo de apropriação da riqueza gerada pela exploração e produção de pe-tróleo e gás no Estado dependerá, no entanto, da política de conteú-do local e dos regimes/modelos de exploração adotados, em especial frente às recentes mudanças neles efetuadas.

Esse tema já foi objeto de muitos estudos e parece estar na agenda em virtude da entrada maciça de empresas multinacionais no setor, com destaque para as major players. Considerando que as mes-mas detêm vínculos estreitos com a maioria de seus fornecedores de equipamentos e serviços, elas têm exercido forte pressão junto aos agentes reguladores da indústria de petróleo e gás nacional, no sentido de conseguir maior relaxamento das regras da política de conteúdo local.

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Se por um lado, a curto prazo, essa flexibilização poderá resultar na extração de petróleo e gás natural do polígono do pré-sal da Bacia de Santos a um ritmo maior, por outro lado, o objetivo principal que orien-ta a política de conteúdo local parece estar em segundo plano. Ou seja, o argumento central de estimular a produção de equipamentos por fornecedores locais com a apropriação/produção de pesquisa e inovação nessa cadeia produtiva, condição essencial para aquisição de competência na indústria de petróleo e gás nacional, ficaria em segundo plano pelos resultados pautados pelo mercado.

O desafio que se coloca, portanto, é como gerar valor internamente e dinamizar a economia local paulista a luz da atual política de conteú-do local. Com a descoberta do polígono do pré-sal, a oportunidade que se abre para impulsionar a economia do Estado de São Paulo é única e demanda atenção especial dos gestores de política pública, em particular na articulação com os grupos entrantes (nacionais e estrangeiros), os fornecedores locais, as escolas de capacitação téc-nica e centros de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P&D&I).

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