Título: Empresas com áreas no pré-sal deverão negociar projetos
Autor: Schüffner , Cláudia
Fonte: Valor Econômico, 12/06/2008, Especial, p. A16

A mais famosa é a área de Tupi, mas está cada vez mais claro que existem outras áreas com imenso potencial de petróleo e gás abaixo de uma espessa camada de sal, cuja identificação mais completa só agora começa a sair dos círculos mais fechados da indústria. A empresa High Resolution Technology & Petroleum (HRT), especializada em pesquisa de sistemas petrolíferos, fez um mapa que permitiu que fossem calculadas as reservas e a localização de estruturas do pré-sal, tomando como base dados sísmicos, geológicos e geoquímicos de todo o pré-sal das bacias do Espírito Santo, Campos e Santos. O geólogo Márcio Mello, presidente da HRT estima potencial de reservas de 50 a 70 bilhões de barris de óleo e gás, número parecido com o da Petrobras.

Uma olhada atenta no potencial do pré-sal (com suas localizações) revela um problema pouco falado até agora: as reservas gigantescas se estendem por diferentes blocos já concedidos para diferentes empresas privadas, e algumas vezes se estendem também para áreas que ainda pertencem à União - porque não foram licitadas e por isso não são objeto de concessão.

Essa situação vai exigir que as empresas que receberam a concessão destes campos negociem para chegar a um acordo sobre o projeto de desenvolvimento da produção de petróleo e gás no local, assim como os investimentos previstos, para impedir que uma companhia "drene" a reserva de outro bloco. No mercado de petróleo, isso se chama "unitização".

Essa situação está prevista na Lei do Petróleo (9.478/97). Ela diz que "quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuam concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para individualização da produção". Trata-se do Acordo de Unitização (unitization agreement) e caso a União seja parte, será representada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Caso os sócios não cheguem a um acordo em prazo estipulado pela agência reguladora, o parágrafo único do artigo 27 da lei diz que caberá à ANP determinar, "com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos e obrigações sobre os blocos, com base nos princípios gerais de direito aplicado".

Negociar uma unitização é comum inclusive entre países quando os campos se estendem por fronteiras. No Brasil somente um acordo foi firmado até agora, entre a pequena Aurizônia e a Petrobras, para individualização da produção no campo de Lorena (antigo BT-POT-10) no Rio Grande do Norte. Segundo fontes ouvidas pelo Valor, outros três estão em negociação, entre Petrobras e os sócios do BC-2 (a francesa Total); do BC-10 (Shell) e do BM-CAL-4 (envolvendo além da estatal a El Paso e a Queiroz Galvão).

O mapa da HRT indica que próximo à área de Tupi há outro reservatório gigante que faz parte de um sistema petrolífero único, apelidado de "Pão de Açúcar" por um analista e chamado de Iguassú na Petrobras. As perfurações feitas no local até agora confirmam o que as sísmicas apontavam: foram encontrados os "prospectos" (nome dado a reservatórios ainda não declarados comerciais) de Caramba, Bem-Te-Vi, Carioca e Guará , todos operados pela Petrobras. Um bloco vizinho, o BM-S-22, é operado pela Exxon (40%) tendo como sócios a Hess (40%) e a Petrobras (20%) e começará a ser perfurado dia 19 de agosto. Os levantamentos da HRT apontam que o bloco da Exxon está quase todo dentro do "Pão de Açúcar". Mas a reserva se estende até muito mais longe do que os limites do bloco.

Os primeiros resultados deverão ser conhecidos dois meses depois do início da perfuração e a expectativa é de volumes gigantescos. Márcio Mello diz que os estudos feitos até agora indicam que só ali podem existir algo próximo a 40 bilhões de barris de petróleo. Somente as reservas que ainda são em áreas da União são estimadas entre 8 e 12 bilhões de barris por Mello. Foi essa área que rendeu a polêmica envolvendo o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, que mencionou a existência de 33 bilhões de barris no local, citando um artigo da publicação "World Oil".

Confirmadas as suspeitas de que o Pão de Açúcar é um complexo envolvendo vários reservatórios conectados, ele será maior do que a área de Tupi, "várias vezes" segundo Mello, dada a profundidade maior. Tupi tem entre 5 a 8 bilhões, sendo que o maior volume vai depender da confirmação da existência de outros dois campos embaixo do que já foi confirmado pela Petrobras. José Formigli, gerente executivo da área de exploração e produção da Petrobras para o pré-sal, explica que os dois reservatórios embaixo têm características diferentes do primeiro.

Os cálculos da HRT foram baseados em modelos tridimensionais de sistemas petrolíferos e sísmica 3D da CGG-Veritas. Com eles a empresa fez o projeto de quantificação das reservas do chamado "cluster" da bacia de Santos. O mapa, do qual a HRT retirou alguns dados considerados sigilosos pela empresa, está ao lado.

Se o complexo Pão de Açúcar tiver reservatórios conectados englobando quatro blocos com sócios diferentes, essas empresas terão que discutir a unitização. É isso que prevê a Lei do Petróleo. A discussão, se necessária, envolverá Petrobras, BG, Repsol, Exxon, Hess, Galp (que controla a Petrogal) e a Partex, empresa que pertence à portuguesa Fundação Calouste Gulbenkian. De modo geral, a agência reguladora deve intervir em uma unitização apenas se as partes não chegam ao consenso.

Existe, contudo, questões legais que ainda não estão claras. Uma delas é o que fazer com áreas que ainda estão sem concessão e estão em poder da União dentro da faixa pré-sal. Ontem, o próprio diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, mencionou o assunto em palestra no Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) dizendo que a continuação de alguns reservatórios para dentro de áreas da União vai ser "uma complicação", referindo-se às negociações que serão necessárias. Mas completou dizendo que a ANP "tem todos os instrumentos" para regularizar a questão.

Consultada sobre o tema, a ANP informa que a "legislação existente prevê que cada operador deve avaliar a parte da jazida que está em seu bloco e informar à agência que a mesma extrapola para o bloco de operador vizinho. O operador vizinho deve fazer o mesmo procedimento de avaliação da jazida na parte que lhe cabe. Isto feito é iniciado o processo de unitização entre as partes. A ANP deve participar do processo e em caso de impasse deverá agir". Por conseguinte, continua, "quando a jazida se estende para uma área da União a idéia é que a mesma participe do processo como se operador fosse, através da ANP". Ainda segundo a agência, os procedimentos para unitização da área estão em análise. "Há um grupo estudando o assunto e deverá sair uma nova regulamentação para tal". Mas isso, segundo a ANP, não vale para o pré-sal.

O advogado Alexandre Chequer, do escritório Tauil, Chequer & Mello, associado à Thompson & Knight LLP, acha que no caso das áreas de Tupi e dos blocos do Pão de Açúcar a atual legislação estabelece dois caminhos. "Ou a ANP licita a área da União ou ela negocia a unitização como parte, representando o Estado", afirma ele.

Sonia Agel, ex-procuradora-geral da ANP, tem a mesma opinião. "Licitar é o caminho dentro da lei. Seria o mais convencional a fazer. Mas também não vejo dificuldade de se fazer um acordo entre as partes desde que a União seja devidamente compensada", afirma ela. A interpretação da ANP diverge de todas as anteriores.

A Agência entende que a Resolução nº 6 do CNPE - que retirou os blocos do pré-sal da 9 ª Rodada - determina, em seu artigo nº 4, que o Ministério de Minas e Energia avalie, no prazo mais curto possível as mudanças necessárias no marco legal que contemplem um novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás natural na área do pré-sal. "Por conseguinte, no que diz respeito ao pré-sal, não há nada de estabelecido com relação à unitização", informa a ANP respondendo ao Valor. A interpretação causou estranheza no ex-diretor da ANP, John Forman. "A resolução estabeleceu apenas um prazo para o novo marco legal, o que ainda não aconteceu. Consequentemente, para o pré-sal ainda prevalece a 9.478", afirma ele.

Não é difícil imaginar como essa área seria disputada se fosse a leilão. Por enquanto e até ordem contrária, a 8ª Rodada da ANP não será retomada e a 10ª não será realizada esse ano, pela primeira vez desde a criação da ANP. A decisão será do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidido pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão.

Chequer aponta problemas caso a área fique nas mãos do Estado. Entre eles a responsabilidade pela comercialização do petróleo e a origem dos recursos para investimentos. "Isso (investimento) não é objeto da ANP, criada para contratar e fiscalizar atividades de exploração e produção", diz Chequer.

O assunto surge em meio às incertezas lançadas sobre o setor de petróleo a partir das discussões sobre aumento da tributação e mudança do modelo - de concessão para a partilha de produção. Este último é defendido para o pré-sal pelo presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. Caso esse modelo seja o escolhido, e a ANP já se manifestou contra, seria necessário definir que empresa estatal vai representar o governo nos contratos de partilha.

A Petrobras gostaria de ser essa empresa, mas os contrários lembram que a União tem só 32,2% do capital total da companhia, detendo o controle através de 55,7% das ações ordinárias. O restante está nas mãos da BNDESPar, de estrangeiros detentores de ADRs na bolsa de Nova York e outros acionistas privados, que seriam indiretamente beneficiados por essa cessão de recursos minerais que são um bem público.

Ontem, o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella afirmou ontem que a empresa poderá produzir entre 2015 e 2020 pelo menos 500 mil barris diários de petróleo no campo de Tupi. Hoje a estatal produz por volta de 2 milhões de barris de petróleo por dia no país. De acordo com o diretor, a empresa colocará pelo menos cinco navios plataformas (FPSOs) produzindo na área a partir de 2015. Atualmente, a Petrobras possui três sondas explorando os blocos do pré-sal, mas Estrella disse que no próximo ano mais duas sondas chegarão para uso somente em Tupi, e uma terceira chegará em 2010.

Estrella estima que só nos poços do teste de longa duração e do projeto piloto, o consórcio que tem direito a exploração de Tupi (Petrobras, BG e Galp) vai gastar cerca de US$ 1 bilhão apenas com perfuração. José Formigli, evitou dar o custo total dos projetos, mas garantiu que tanto o teste de longa duração quanto o projeto piloto se sustentam mesmo com o barril de petróleo a US$ 35. Hoje a commodity fechou valendo mais de US$ 130. (Colaborou Rafael Rosas, do Valor Online)