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  • Postado em 24/03/2009 as 00:00:00

    Os pigmeus do petróleo


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    Quais são e como trabalham as pequenas e médias empresas que exploram petróleo no sertão do brasil em campos que não interessam mais à Petrobras. Quando o assunto é exploração de petróleo no Brasil, a primeira imagem que vem à mente é a de imensas plataformas de aço espalhadas pela costa sudeste do país. É do mar que se retira quase a totalidade de óleo e gás natural e é no mar que a Petrobras, desde o final da década de 80, concentra grande parte de seus investimentos, principalmente no litoral do estado do Rio de Janeiro. O que poucos sabem é que 67% dos campos brasileiros ainda estão em terra firme, herança de um tempo em que os estudos sísmicos e os esforços tecnológicos apontavam para o interior do país. O volume de produção nesses campos ainda é bem modesto: são apenas 200 mil barris/dia extraídos do subsolo nacional (on-shore), ante 1,8 milhão das prospecções no mar (off-shore). Ou seja, o óleo que vem da terra responde por 10% da produção total, uma gota comparada ao que a estatal suga todos os dias no litoral. Mas é justamente na terra que vem acontecendo uma pequena revolução, patrocinada por alguns idealistas do setor e outros tantos desbravadores dispostos a recuperar o óleo do sertão brasileiro. Desde o fim do monopólio da Petrobras, em 1997, alguns campos terrestres considerados economicamente irrelevantes pela empresa foram devolvidos à União, a maioria localizada na Bahia, no Rio Grande do Norte e em Sergipe. De posse desses campos maduros – denominação dada aos reservatórios com produção comprovada, embora pequena –, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) decidiu ofertá-los no mercado. O objetivo, desde o começo, era atrair a atenção de pequenas e médias companhias. As grandes, estrangeiras, mesmo após a abertura correram para o mar, seguindo o exemplo da Petrobras. A terra representava, portanto, um bom desafio para quem estivesse razoavelmente capitalizado e disposto a correr algum risco. O primeiro grande leilão dos campos maduros, ocorrido em 2005, durante a sétima rodada de licitações da ANP, ganhou o singelo nome de “rodadinha” e trouxe ao cenário nacional nomes como Aurizônia, Petrosynergy, Severo Villares, Alvorada, Koch e pelo menos outras três dezenas de desconhecidas companhias, batizadas, a partir de então, como produtoras independentes de petróleo. Entenda por independente a empresa cujos rendimentos são obtidos exclusivamente da produção na boca do poço, sem operações de refino ou distribuição. São novatas que entraram na atividade movidas por duas razões, ao mesmo tempo distintas e complementares. A primeira: das 29 bacias sedimentares terrestres existentes no Brasil, apenas 5% são exploradas. É o país com maior potencial para atividade on-shore. Com característica geológica semelhante à dos Estados Unidos, o Brasil perfurou, em seus 60 anos de história do petróleo, 23 mil poços terrestres. Os Estados Unidos abriram 4,5 milhões em um século e meio de extração, média de 30 mil por ano. Lá, a saga dos produtores independentes rendeu bons dividendos e chegou até o cinema, com filmes como Assim Caminha a Humanidade e, mais recentemente, Sangue Negro, exemplos de obras-primas que celebrizaram o tema. Hoje, as independentes americanas são responsáveis por 82% da produção doméstica de gás e 65% da produção de petróleo, segundo dados da IPAA (Independent Petroleum Association of America). Até a Argentina, que nem está no mapa mundial do petróleo, furou mais poços que o Brasil no ano passado. E a Rússia, segunda maior produtora do mundo, tem milhares de poços ativos que geram, em média, 60 barris/dia, uma produção semelhante à de alguns campos maduros no Brasil. A diferença, portanto, não é geológica. É numérica. A segunda razão que faz brilhar os olhos dos independentes é o fato de que os investimentos no campo de Tupi e em outros reservatórios na camada pré-sal farão a Petrobras se concentrar cada vez mais nas explorações marítimas, abrindo espaço para que novas empresas operem suas áreas terrestres. É importante lembrar que os campos marginais devolvidos nos últimos anos não têm a mesma atratividade econômica daqueles ainda em poder da Petrobras. O futuro pode ser bem promissor.E o presente? BACIA POTIGUAR, CAMPO DE JOÃO DE BARRO A meninada corre na estrada empoeirada do município de Serra do Mel, na região de Mossoró, para ver mais uma torre de aço que será cravada na terra seca do semiárido potiguar. Trata-se de uma sonda de perfuração que de tempos em tempos aparece por aquelas bandas, rompendo a rotina da comunidade. Os meninos, curiosos, observam homens de capacete, óculos de proteção e macacões coloridos manejando a estrutura de 15 metros que abrirá um novo poço na caatinga nordestina. A sonda ficará ali por alguns dias e será substituída por outra, conhecida como workover ou, na livre tradução dos engenheiros locais, sonda de completação – ela reveste o poço com uma série de equipamentos, tornando-o apto à produção. Quando o reservatório estiver pronto, surgirão novos cavalinhos metálicos na região, bombeando sem descanso, dia e noite, o óleo da terra. É cena recorrente naqueles lados. Ao longo da BR-110, que liga Mossoró e municípios vizinhos à divisa com o Ceará, vão se multiplicando os equipamentos que os sertanejos ainda chamam de cavalinho de pau. Eram realmente feitos de madeira nos idos de 1960, mas hoje são de aço e ferro, modernos, um pouco mais silenciosos que os antigos e com melhor tecnologia de bombeamento. Quanto maior o poço, maior o cavalinho, e quanto maiores o cavalinho e o poço, maior a expectativa de aumento de renda para o dono do terreno. Sim, os proprietários da terra também se beneficiam da produção on-shore. Ficam com 1% dos ganhos de extração em cada poço aberto e ativo. Assim como outros sertanejos, Alderi Galdino da Silva, um mossoroense de 68 anos, pai de nove filhos, avô de 23 netos e bisavô oito vezes, chega a tirar R$ 12 mil num mês, com os 14 poços perfurados pela Petrobras em seu terreno de 50 hectares (o equivalente a 50 campos de futebol). Virou uma espécie de xeque do petróleo na pequena comunidade de Piquiri, zona rural de Mossoró (leia quadro). “Se não fosse o petróleo isso aqui tudo já tinha acabado”, diz Silva. Além das “taxas da servidão”, como são conhecidos os pedágios pagos aos donos de terra, as empresas destinam cerca de 5% de royalties para a região. O valor foi estabelecido pela ANP. Segundo a agência, é menor do que o cobrado das grandes empresas, que pagam algo em torno de 10% para os municípios de onde extraem o petróleo. A poucos quilômetros da comunidade de Alderi Silva, entre Areia Branca e Serra do Mel, há uma pequena unidade produtora da Aurizônia. A empresa foi fundada por Raimundo Pessoa, 82 anos. Ex-presidente da Paraibuna Metais, Pessoa fez a vida na mineração. Entrou para o ramo de petróleo aos 74 anos, quando muitos apostavam na sua aposentadoria. “Pessoa é um empreendedor nato. Imagine que também está desenvolvendo, neste momento, uma siderúrgica no Maranhão. É o tipo de empresário que não para nunca”, afirma Renato Darros, engenheiro que trabalhou durante duas décadas na Petrobras e foi contratado como vice-presidente da Aurizônia para tocar a parte operacional da divisão de petróleo. Dona de três campos maduros na bacia Potiguar, a empresa ainda está numa fase embrionária de produção. Retira apenas 100 barris por dia. Boa parte desse volume se concentra no campo de João de Barro (os campos terrestres são sempre batizados com nomes de pássaros e os marítimos, com nomes de peixes). É lá que está situada a estação coletora, uma espécie de base operacional da empresa na região. Do alto de imensos tonéis de petróleo instalados nessa estação é possível avistar, a alguns quilômetros de distância, os cavalinhos da Aurizônia trabalhando ininterruptamente em meio aos mandacarus, aos xiquexiques e a uma gigantesca plantação de caju – “os mais saborosos do mundo”, segundo a população local. O óleo retirado de cada um dos poços segue para um duto que o despejará na estação. Há então o processo de retirada de água e areia – a “purificação”, como dizem os operadores da Aurizônia – e o armazenamento do produto nos tonéis. Dali, o óleo vai para o tanque dos caminhões e parte para a refinaria mais próxima, a de Guamaré, pertencente à Petrobras. São 180 quilômetros de distância entre a extração e o refino. Darros diz que neste ano a Aurizônia chegará a uma produção de 300 barris por dia. A baixa performance em 2008 ocorreu, segundo ele, porque a empresa priorizou os investimentos em novas prospecções e não nos campos maduros. Ele se refere aos blocos exploratórios da empresa nas bacias de Sergipe/Alagoas e também no Rio Grande do Norte. Se nos campos marginais gasta-se algo em torno de US$ 1,5 milhão para empregar técnicas que aumentem a extração, nesses exploratórios o desembolso é maior, já que não há produção comprovada. O que existe são dados geológicos que indicam boa probabilidade de se encontrar óleo e/ou gás na região. Mas da teoria à prática há um longo caminho a percorrer. É preciso contratar equipes de especialistas para mapear a região (US$ 100 mil a US$ 500 mil por trabalho), alugar sondas de perfuração e workover (não por menos de US$ 17,5 mil por dia), avaliar os pontos a serem explorados para maior e melhor vazão do óleo e, enfim, tentar comprovar sua viabilidade comercial. É um trabalho de três anos que consome, em cada poço pesquisado, algo em torno de US$ 5 milhões. Cabe lembrar que uma empresa nunca entra em uma licitação para furar apenas um poço, o que multiplica os investimentos a serem feitos na aventura dos independentes. Uma vez comprovada a existência do petróleo em escala comercial, o produtor notifica a ANP e passa a ter a concessão para explorar aquele reservatório por um período que varia de 15 a 25 anos. “A maioria das independentes, seja em campos maduros ou em campos exploratórios, ainda está na fase de recuperar os investimentos. Lucro mesmo, só daqui a cinco anos”, afirma Darros. Vizinhos à estação coletora da Aurizônia surgem os cavalinhos do grupo Synergy, de propriedade de German Efromovich – hoje muito mais conhecido como dono do estaleiro Mauá, o mais antigo do país, e das companhias aéreas Ocean Air e Avianca, da Colômbia. Mas antes de se aventurar nos céus da América do Sul, Efromovich fez fama e fortuna com a Marítima, que construía plataformas para a Petrobras. Já familiarizado com o setor, passou a conhecê-lo ainda mais quando surgiu a possibilidade de adquirir empresas produtoras de petróleo na Colômbia e no Equador. Hoje, produz cerca de 8 mil barris/dia nos campos equatorianos e 35 mil barris/dia nas propriedades colombianas. Neste ano, o grupo está abrindo mais oito poços na Colômbia e se preparando para atingir 100 mil barris/dia. Por aqui, as atividades petrolíferas de Efromovich operam sob a bandeira Petrosynergy. Dona de campos maduros e exploratórios no Rio Grande do Norte, em Alagoas, na Bahia e no Espírito Santo, a empresa tira diariamente de seus poços cerca de mil barris/dia, um dos maiores volumes produzidos por uma independente no Brasil. Diferentemente das rivais, tem caminhões próprios para transportar o óleo e optou também por ter as próprias sondas de perfuração e workover. São cinco ao todo. A medida não só reduziu custos de exploração e produção como gerou receita extra, permitindo-lhe terceirizar o serviço para as demais independentes e para a Petrobras. “Ganhamos nas duas pontas”, afirma Zacharia Korn, presidente da Petrosynergy. Outros ganhos poderão vir em curto prazo. A empresa prepara-se para industrializar o gás de seus poços com o objetivo de transformá-lo em combustível para automóveis. Já existe uma planta protótipo para esse fim em Alagoas e uma segunda, em fase de negociação, na Bahia. “Entre 2009 e 2010, vamos investir US$ 40 milhões nas atividades de petróleo. O montante será usado não somente em exploração e produção mas também para novos contratos de concessão”, diz Korn. Segundo ele, o faturamento da Petrosynergy neste ano será de cerca de R$ 30 milhões. A empresa, a exemplo da Aurizônia, também aguarda mais alguns anos para anunciar lucro nas operações on-shore. “É setor de capital intensivo. O dinheiro que entra volta para os poços”, afirma Korn. A Petrosynergy emprega 315 pessoas e 99% de seus técnicos vieram dos quadros da Petrobras. Foi uma forma rápida de adquirir conhecimento e, ao mesmo tempo, preparar, dentro de casa, uma nova geração de técnicos em petróleo. “Hoje, os mais velhos treinam os mais novos”, afirma Korn. A contratação de profissionais que fizeram carreira na Petrobras é prática recorrente entre as independentes. Muitas entram no setor com vontade, uma razoável quantidade de recursos e quase nenhuma expertise. Os ex-Petrobras surgem, portanto, como os salvadores da pátria, não só nas questões técnicas, mas principalmente por conhecer o modus operandi da estatal que, afinal de contas, é a maior cliente dos independentes. É a Petrobras quem compra o óleo das pequenas. Paga o preço de mercado descontados custos adicionais, como o transporte para a refinaria mais próxima, que geralmente é sua, e o trabalho de tratamento e descarte da água. Explica-se: durante o processo de produção de um poço de petróleo é comum a extração simultânea de água e óleo. Essa água tem de ser tratada para o descarte no mar ou mesmo para ser reinjetada nos poços com o objetivo de aumentar a extração de petróleo (a água “empurra” o óleo, facilitando o bombeamento). Os pequenos conseguem apenas separá-la, e têm de fazer isso porque a ANP exige que o petróleo tenha menos de 1% de quantidade de água associada. “Se tiver mais do que isso, a Petrobras devolve”, afirma Gustavo Cachina, gerente de operações da Aurizônia. Para tratar a água que foi separada, o custo é alto – aproximadamente US$ 10 o barril, o que inclui o transporte até a unidade de tratamento de efluentes da Petrobras. E mesmo que os independentes quisessem usar a técnica de reinjeção teriam de pagar algo em torno de US$ 3,5 milhões. Como se vê, os pequenos, nesse setor, não podem ser tão pequenos assim. “O sucesso da exploração terrestre no Brasil depende de três variáveis: staff técnico de nível adequado, boa saúde financeira e administração especializada”, afirma Wagner Freire, presidente da Abpip, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás. “Curiosos têm grandes chances de insucesso.” BACIA DE SERGIPE/ALAGOAS, CAMPO DE TIGRE Curiosos, às vezes, prosperam. No sertão sergipano, a 100 quilômetros de Aracaju, existe a base operacional da Severo Villares, empresa que caiu de paraquedas no ramo do petróleo on-shore. Oriunda da construção civil, a Severo é hoje parte do grupo TB Serviços, que também reúne companhias dos setores de agronegócio e logística. “Entramos nas licitações por curiosidade, ouvindo falar de um projeto da ANP para pequenos produtores. Queríamos saber como era possível ser dono de um poço de petróleo, mas não entendíamos nada daquilo”, diz Antônio Carlos Guerra Neto, diretor da Severo Villares. “Mesmo assim, topamos o desafio.” A primeira decisão – surpreendente – foi não contratar ninguém da Petrobras. “Imaginávamos que o universo de uma empresa como a nossa não se comparava ao dela”, afirma Guerra Neto. A saída foi recorrer ao IPT (Instituto de Pesquisas Tecnológicas). A empresa achou um geólogo mais especializado em gás do que em petróleo, mas que decidiu ajudá-la a montar um plano de ação. O resultado dessa história é que a Severo Villares arrematou o campo de Tigre, com 12 poços ativos e produção atual de 100 barris/dia. Guerra Neto conta que no começo era contra a decisão de entrar em petróleo. Achava descabido, sem propósito estratégico e extremamente arriscado. Acontece que Francisco da Silva, 52 anos, o dono da Severo, é um otimista por natureza. “O Brasil é um país que permite ao empresário ter intuições, aventurar-se, tentar fazer algo novo. É o que estamos fazendo aqui na Severo com o petróleo”, diz. “Se é uma aventura? Pode ser. Mas também pode ser um grande negócio no médio prazo. A Severo vai nessa saga, seguindo a filosofia do devagar e sempre.” BACIA DO RECÔNCAVO, O INÍCIO Para entender a saga dos independentes é preciso voltar um pouco no tempo e resgatar um acordo firmado em agosto de 1999 entre a Petrobras, o fundo de investimento PetroInvest, a empresa americana PetroSantander e a brasileira Perbras. Trata-se da criação do consórcio PetroRecôncavo, nascido para operar 12 campos terrestres da Petrobras na bacia do Recôncavo Baiano. Naquele momento, a estatal vivia o auge de suas prospecções marítimas e não queria perder tempo nem dinheiro com reservas marginais na Bahia. Não houve leilão. Era somente um contrato privado para prestação de serviços, no qual a nova parceira se comprometeu a investir US$ 4 milhões no primeiro ano de atividade. Quando assumiu os campos, a produção nos 215 poços batia em 1,8 mil barris por dia. No final de 2000, chegou a 5 mil e hoje oscila entre 3,6 mil e 3,8 mil barris/dia. O desempenho de estreia motivou novas aventuras e cinco anos depois, já no leilão de campos marginais e exploratórios da ANP, a empresa arrematou mais cinco blocos – também na Bahia. “Somos uma companhia independente e lucrativa. O on-shore, quando bem operado, dá resultado”, diz Rafael Cunha, diretor-administrativo-financeiro da PetroRecôncavo. Em 2007, o lucro foi de R$ 28 milhões para um faturamento de R$ 124 milhões. Por trás do acordo que produziu a PetroRecôncavo está Newton Monteiro, hoje com 70 anos, consultor de empresas de petróleo, considerado o “padrinho” das independentes no Brasil. O título faz justiça ao homem que no final dos anos 90, justamente no período de quebra de monopólio, convenceu o então presidente da Petrobras, Henri Philippe Reischtul, a deixá-lo conduzir um amplo estudo que mapeasse a importância econômica e produtiva de cada um dos 282 campos da empresa, em terra e no mar. Seu objetivo era provar que havia alguns campos terrestres “antieconômicos” para a estatal e que seria inteligente entregá-los a terceiros. “A Petrobras não teria de se preocupar com os custos de operação, com a mobilização de técnicos, com logística. Uma pequena ou média empresa, dedicada somente àquele campo, recuperaria e ampliaria a extração e venderia sua produção para a própria Petrobras”, afirma Monteiro. “Em termos operacionais, fazia todo o sentido. De quebra, começaríamos a formatar uma nova atividade empresarial no país com grande apelo econômico e social.” Monteiro tinha patente e conhecimento técnico suficientes para tocar o projeto. Bacharel em engenharia de produção e mestre em engenharia do petróleo pela Universidade de Stanford, ele construiu uma carreira de 37 anos na Petrobras e adquiriu larga experiência internacional, ao assumir postos de comando em algumas das importantes bases internacionais da empresa, entre as quais Líbia, Angola, Nigéria, Gana e Benin. Mas foi ainda no período de mestrado, nos Estados Unidos, que tomou conhecimento das “independents” americanas. Aprofundou-se no assunto. De volta ao Rio de Janeiro, depois do périplo mundial, vislumbrou a chance de botar em prática os ensinamentos. Reischtul abraçou a causa de Monteiro. Em poucos meses, o engenheiro produziu o primeiro relatório de avaliação das reservas da Petrobras. A conclusão: 90% das receitas da estatal vinham de 40 campos. “Havia alguns campos pequenos, mas com bom potencial, e outros 150 que não davam resultado algum, pelo menos para uma empresa do porte da Petrobras”, afirma Monteiro. “Em outras palavras, se a gente paralisasse aqueles 150 campos, a Petrobras nem sentiria.” Eles estavam espalhados pelo Rio Grande do Norte, pela Bahia, por Alagoas, Sergipe e Espírito Santo. Com a autorização do conselho da Petrobras, Monteiro colocou os “campinhos” no mercado. “Inicialmente, ninguém se interessou. O óleo, na época, estava cotado a US$ 15 o barril”, afirma. Surgiu, então, a ideia de fazer um contrato de serviço. Por esse acordo, uma empresa operava o campo para a Petrobras, que se comprometia a comprar a produção, pagando – naquela época – cerca de US$ 5 o barril. Se a produção subisse, e esse era o grande interesse, os sócios dividiriam os ganhos. “Escolhi 12 campos problemáticos na bacia do Recôncavo, pois na região havia uma refinaria e um polo petroquímico, o que facilitaria o trabalho”, diz Monteiro. Nascia ali o contrato entre a Petrobras e a PetroRecôncavo, o embrião das independentes brasileiras. Em 2000, outros 16 reservatórios foram oferecidos. Mas, dessa vez, era venda mesmo e não parceria operacional. German Efromovich comprou nove campos da estatal, formatando o que mais tarde viria a se tornar sua Petrosynergy. Depois veio a W. Washington Empreendimentos, empresa especializada em transporte e logística pertencente aos empresários Washington e Alessandro Novaes. Em associação com a canadense Braz­Alta, eles levaram os sete campos restantes. Em 2002, Monteiro deixou a Petrobras para se tornar diretor da ANP. Dali por diante, passaria a se dedicar em tempo integral ao fortalecimento das independentes brasileiras. Naquele mesmo ano, a Petrobras repassou à União outros 17 campos. Monteiro e equipe prepararam um terreno fértil para a multiplicação das pequenas e médias empresas de petróleo. Engenheiros e geólogos da ANP debruçaram-se sobre os aspectos técnicos das bacias terrestres, ao mesmo tempo em que uma equipe de advogados estudava a fundo a legislação do setor. Não poderia haver nenhuma decisão “pró-independentes” que ferisse a Lei do Petróleo. Essa era a parte teórica do projeto. A prática veio em seguida, com viagens organizadas pelo próprio Monteiro para mostrar a potenciais investidores que petróleo não era exclusividade de gigantes. Primeira parada: Kansas, nos Estados Unidos. “Lá, eles viram um sujeito que tinha um único poço marginal de gás e tinha uma receita mensal de US$ 10 mil”, afirma Monteiro. Obviamente que os convidados da ANP questionaram as diferenças de legislação, estrutura, regime fiscal e custos entre Estados Unidos e Brasil. “Claro que existem contrastes. Mas o intuito da viagem foi mostrar que era possível fazer aquilo tudo, bastava ajustar o processo à nossa realidade”, diz Monteiro. Uma realidade brasileira: o problema crônico de capacitação de mão-de-obra. Não havia um treinamento específico adequado ao pequeno produtor independente. O curso realizado pela Petrobras era extremamente técnico, voltado às suas necessidades de grande petroleira. Foi então que a ANP criou, em 2003, em parceria com a Universidade Federal da Bahia, o projeto Campo-Escola. Para viabilizá-lo, um antigo campo de petróleo abandonado pela Petrobras foi colocado novamente em produção. A medida teve por objetivo demonstrar que acumulações de petróleo ou gás natural, sendo operadas pela ótica de um pequeno produtor, poderiam se constituir numa atividade economicamente lucrativa. O projeto foi instalado com despesas iniciais de menos de R$ 300 mil. O campo está ativo e produz cerca de 30 barris/dia. LEGISLAÇÃO ANTIGA A estrutura estava montada para o passo seguinte da saga independente, que foi a realização, em 2005, da rodada de licitações da ANP. Para estimular os estreantes, a agência dividiu o leilão em duas partes. Uma para blocos com risco exploratório, outra para áreas onde existiam poços desativados, com acumulações marginais de petróleo. A seleção de campos foi feita de forma a não acarretar ao vencedor nenhum problema quanto à disponibilidade de infraestrutura de produção ou impedimentos de natureza ambientais – todos já haviam sido avaliados e liberados por órgãos estaduais e pelo Ibama. Foram, ao todo, 17 áreas disputadas por 83 pequenas empresas. Monteiro deixou a agência pouco depois para se dedicar às atividades de consultor. Partiu certo de que havia plantado ali a semente da real abertura do mercado de petróleo no Brasil. Desde aquela rodada, seguiram-se mais três. Algumas bem-sucedidas, outras nem tanto. A ANP afirma que a atividade de perfuração on-shore tenderá a ficar aquecida por causa dos compromissos firmados pelas petroleiras nos últimos leilões. Os investimentos assinados em contrato com a ANP para a atividade passam de US$ 1 bilhão. Apesar de todo esse entusiasmo da agência, há uma série de ajustes a serem feitos. A lista de reclamações dos pequenos produtores é extensa. Vai do custo de aquisição ou aluguel de equipamentos à falta de infraestrutura. “A ANP tentou implementar o modelo americano, onde até no estacionamento do McDonald’s tem um cavalinho operando. Só que lá todos têm acesso a gasoduto e às centenas de refinarias espalhadas em vários pontos do país”, afirma Renato Darros, vice-presidente da Aurizônia. “Aqui dependemos das instalações da Petrobras, do transporte da Petrobras e da tecnologia da Petrobras.” Se quem está na bacia Potiguar reclama das refinarias, a turma do Recôncavo Baiano, que tem refinaria próxima, chia com o modelo dos contratos de concessão, que tratam da mesma forma – e com igual nível de exigência tecnológica e operacional – gigantes como Petrobras, Shell ou Esso e uma pequena produtora independente. “O desejo do setor é que se faça um contrato para bacias maduras, outro para novas fronteiras (campos inexplorados), outro para águas rasas e mais um para águas profundas, cada qual adequado às necessidades do segmento”, afirma Freire, da Abpip. Para a advogada Marilda Rosado, do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho, não há necessidade de fazer uma lei nova. “O que se deve buscar é uma nova interpretação para a legislação existente, tornando-a mais flexível”, diz ela. Marilda, ex-advogada da Petrobras e da ANP, participou da equipe de Newton Monteiro na montagem do projeto das independentes. Mas a grande reclamação, feita em coro pelo setor, recai sobre a falta de uma linha de financiamento para a produção de petróleo. Monteiro, na época em que ainda estava na ANP, levou aos Estados Unidos representantes do BNDES para que eles tomassem conhecimento do sistema de crédito oferecido aos pequenos produtores. O que se sabe, no momento, é que os técnicos do banco estudam o assunto e manifestam real interesse em estimular o setor. O atual preço do barril de petróleo, cotado a US$ 45, é outro assunto que causa um certo desconforto entre alguns empreendedores. “Petróleo até US$ 40 ainda é viável para os pequenos. Daí por diante, a coisa ficará feia”, diz Cachina, da Aurizônia. Mas há quem não veja o quadro tão nebuloso assim. “Quando começamos, o petróleo estava US$ 15. Hoje está acima dos US$ 40. Tem muito choro por aí”, diz Cunha, da PetroRecôncavo. Um analista da indústria de petróleo, vinculado a uma grande corretora brasileira, conta que, ao participar de uma das licitações da ANP, ouviu seguidas reclamações de um dos donos de uma empresa independente. Após escutar tanta lamúria, saiu-se com esta: “Ué, mas você não sabia disso antes de entrar no setor? Se não sabia, é melhor demitir seu diretor de planejamento e seu diretor-financeiro”. NOVAS FRONTEIRAS Hoje, atuando apenas como observador, o consultor Newton Monteiro avalia essas demandas do setor como algo absolutamente normal dentro de um processo de desenvolvimento de uma nova atividade empresarial. O mercado brasileiro, diz, tem uma década de abertura e o segmento das independentes foi criado, de fato, há apenas três anos. Só é um pouco mais complicado, segundo o consultor, porque houve 50 anos de monopólio. “Mas é importante que a ANP e os próprios empresários deem continuidade aos investimentos”, afirma Monteiro. “As independentes geram de 5 mil a 6 mil empregos diretos no Brasil, contratando pessoas na própria região em que atuam. Aceleram o comércio regional, geram royalties para o município, estimulam a demanda por bens e serviços e promovem o desenvolvimento social.” Monteiro é otimista – e nem poderia se esperar atitude diferente do padrinho das independentes. Acredita que no médio prazo as empresas brasileiras poderão reproduzir aqui modelos de negócios bem-sucedidos no exterior. Nos Estados Unidos, por exemplo, não existem só megarrefinarias. Existem microrrefinarias de pequenos empresários que têm caminhões próprios, preparados e certificados pelo governo para buscar o óleo na “boca do poço” dos independentes. Acabam se tornando parceiros, com direito a participação nos lucros auferidos pelos produtores. Há também o sistema de cooperativas, uma ideia que começa a surgir só agora no Brasil. É o ideal para diluir custos de armazenamento do petróleo. “Os americanos também compram sondas de perfuração usadas, inclusive da Petrobras. Trocam algumas peças, recuperam o equipamento e alugam para outros produtores. Tudo em cooperativa”, diz Monteiro. Bons exemplos não faltam. No Canadá, para manter a atividade das empresas independentes, o Departamento de Energia da província de Alberta promove 24 licitações por ano de áreas para exploração e produção de petróleo. O pequeno tamanho dos blocos propicia a atuação de companhias menores, que não podem suportar a aquisição de grandes blocos. Como resultado, em Alberta existem 1,5 mil pequenos e médios produtores de petróleo. Seria possível repetir, no Brasil, um desenvolvimento comparado ao de Alberta, onde as grandes companhias cederam espaço para as independentes? A Petrobras, segundo Monteiro, ainda tem 157 campos a oferecer ao mercado. E a ANP acaba de promover, na 10ª rodada de licitação, o primeiro leilão que incluiu novas fronteiras terrestres. A própria agência investiu US$ 1 bilhão para a aquisição de novos dados geológicos de campos quase inexplorados, entre os quais os do Amazonas, do Paraná, de Parecis e do São Francisco (veja quadro). Foram oferecidos 100 blocos nas novas fronteiras e 30 em bacias maduras. As independentes ficaram basicamente com as áreas maduras. A Severo Villares, por exemplo, comprometeu-se a investir R$ 15 milhões em dois blocos, um em Sergipe/Alagoas e outro no Recôncavo. O grupo Synergy arrematou quatro blocos no Recôncavo. A Petrobras, como era de se esperar, foi atrás das novas áreas. Quem sabe, no futuro, a estatal possa fazer novas parcerias nas terras virgens ou repassar os campos inexplorados para as independentes. “Ela deve estar ciente de que é um catalisador do setor”, afirma Freire, da Abpip. Há quem diga que essa conscientização só acontecerá se o governo intervier, criando um programa de estímulo às produtoras independentes. “Boa vontade, por si só, não fará jorrar o petróleo dos pequenos”, afirma um dos produtores.
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