MBP Coppe/UFRJ O Petróleo no Brasil - MBP Coppe/UFRJ
Entrevistamos Juliana Bretz, aluna da 32ª turma do MBP, sócia-diretora da Empresa Bretz Maciel Consultoria Ltda.
Sobre a aluna:
Turma: MBP 32
. Graduada em Administração de Empresas pelo Centro Universitário Newton Paiva;
. Pós-graduada no MBA Gerenciamento de Projetos pela Fundação Getúlio Vargas (FGV);
. Pós-Graduação Executiva em Óleo e Gás pela COPPE/UFRJ;
Profissional com 11 anos de experiência em gerenciamento de projetos em Petróleo e Gás como prestadora de serviço para a Petrobras, nas áreas de Paradas Programadas de Produção em toda Bacia de Campos e Desenvolvimento do Campo de Produção de Lula Norte, na Bacia de Santos, no Pré-Sal. Atuação no alto acompanhamento e controle do avanço físico e financeiro dos projetos. Atualmente, sócia-diretora da Empresa Bretz Maciel Consultoria Ltda, oferecendo consultoria em suas áreas de expertise: gerenciamento de projetos na área de Petróleo e Gás e Engenharia de Avaliações.
1 – A história do petróleo no Brasil poderia muito bem ser dividida em 4 grandes fases. Você poderia nos falar sobre elas?
1ª Fase: o começo da história do petróleo no Brasil é marcado por iniciativas amadoras e desorganizadas. O interesse econômico pelo desenvolvimento e exploração do insumo energético, que assumia gradativamente proporções estratégicas em nível mundial, levou às primeiras concessões no Brasil, a partir de 1858. Depois de várias tentativas, em 1939, foi perfurado um poço (com sonda rotativa) em Lobato/BA, pelo DNPM, que, apesar de não ser considerado viável economicamente, marcou o encerramento desta primeira fase, dando um incentivo para a continuidade das atividades petrolíferas no Brasil.
2ª Fase: a segunda fase é marcada pela nacionalização dos recursos do subsolo. O ano de 1938 registra a criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), órgão responsável por avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo. Nesta época, toda a atividade passa, por lei, a ser exercida por brasileiros, marcando uma nova fase na história do petróleo no Brasil. As jazidas de petróleo, mesmo as não localizadas, passam a ser patrimônio da União, o abastecimento nacional é considerado e a importação, exportação, comércio e refino passam a ter regulação específica. Em 1941, foi perfurado o primeiro poço comercial, em Candeias.
3ª Fase: começam a surgir conflitos de interesses quanto à melhor política a ser adotada para regular a exploração do petróleo, devido ao crescimento da demanda no país. Alguns grupos defendiam a liberdade da iniciativa privada, enquanto outros eram favoráveis a um regime de monopólio estatal. Após intensa campanha democrática, Getúlio Vargas, o então presidente, assina a Lei n.2004, de 3 de outubro de 1953, instituindo o monopólio estatal e criando a Petróleo Brasileiro S/A para exercê-lo. A partir deste momento, a Petrobras avança na descoberta de novas reservas, passando a formar e a capacitar seu quadro técnico, além de investir na ampliação do parque de refino, visando a reduzir os custos com a importação de derivados. Vale ressaltar também os significativos avanços na exploração em águas profundas da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, datados de meados da década de 80, cujas pesquisas a confirmaram como uma das maiores bacias produtoras do mundo.
4ª Fase: a partir de novembro de 1995, o Brasil passa a admitir a presença de outras empresas que começam a concorrer com a Petrobras em todos os ramos da atividade petrolífera. Houve ainda a permissão para que a União pudesse contratar empresas estatais ou privadas, colocando fim à exclusividade da Petróleo Brasileiro S.A (Petrobras). O exercício do monopólio passou a ser exercido por empresas constituídas sob as leis brasileiras, com a sede e administração no país, mediante concessão – que deverá ser precedida de licitação e só será efetivada através de contrato de concessão e apenas para as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural – ou autorização, que é concedida para as atividades de refino de petróleo, processamento de gás natural, transporte e importação e exportação de petróleo, seus derivados.
2 – O que mudou no setor de petróleo a partir do novo marco regulatório?
O sistema de concessão regeu exclusivamente as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural até 2010, quando foram promulgadas as leis 12.276/10 e 12.351/10, que instituíram os sistemas de cessão onerosa e partilha de produção. A partir de então, três sistemas passaram a conviver no país: concessão, partilha de produção e cessão onerosa.
A compreensão e adaptação a esse novo cenário foram lentas, com muitas incertezas e dúvidas, e as decisões tomaram o tempo proporcional à sua complexidade. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) não realizou novos leilões de áreas por cinco anos, aguardando a definição do Novo Marco Regulatório. Somente em 2013 foi realizado o leilão do campo de Libra, com pouca flexibilidade de propostas para as companhias de petróleo. Sem dúvida, haverá maior controle da produção pelo governo. Além da mudança do tipo de contrato, houve ainda a centralização da produção na Petrobras, agora operadora obrigatória em todos os campos do pré-sal.
Modelo de Concessão: o concessionário deve pagar à União, em dinheiro, tributos incidentes sobre a renda, além das participações governamentais aplicáveis (royalties, participações especiais e pagamento pela ocupação ou retenção de área). Depois de efetuados os pagamentos, o petróleo e o gás natural extraídos de um bloco são propriedade exclusiva do(s) concessionário(s).
No Brasil, isso é aplicado a todas as bacias sedimentares brasileiras (por exemplo, os campos de Marlim, Rocador e Jubarte), com exceção das áreas do pré-sal e de áreas estratégicas. Áreas do pré-sal licitadas antes da vigência do regime de partilha também são reguladas pelo modelo de concessão (Campo de Lula). O Concessionário assume todos os riscos e investimentos de exploração e produção.
Modelo de Partilha: se houver alguma descoberta comercial, a companhia ou o consórcio recebe, como ressarcimento, volumes da produção correspondentes a suas despesas na exploração (o chamado óleo-custo). Além do óleo-custo, também são recebidos os volumes de produção referentes aos royalties devidos e ao óleo-lucro. O valor dos royalties é repassado à União, que o distribui aos estados e municípios. Nesses casos, a Petrobras, como determina a Lei 12.351/10, atua sempre como operadora, com uma participação mínima de 30%. O bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, foi a primeira área a ser licitada sob o regime de partilha de produção. A Petrobras tem 40% de participação nesse bloco.
Cessão Onerosa: a União, após autorização legal expressa, cedeu à companhia o direito de exercer, por meio de contratação direta, atividades de exploração e produção em áreas do pré-sal que não estão sob o modelo de concessão, limitadas ao volume máximo de cinco bilhões de barris de petróleo e gás natural. Os critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa foram estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, com base em laudos técnicos emitidos por entidades certificadoras independentes.
Blocos originalmente concedidos para cessão onerosa: Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Iara e Peroba.
Duração do contrato: 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos.
3 – O potencial do pré-sal é uma discussão que antecede sua descoberta?
Sim, a discussão sobre a existência de uma reserva petrolífera na camada pré-sal ocorre desde a década de 1970, quando geólogos da Petrobras acreditavam nesse fato, porém, não possuíam tecnologia suficiente para a realização das pesquisas mais avançadas.
O pré-sal é um grande gerador de receitas e de novas oportunidades para grandes empresas no mercado. Grandes multinacionais já estão transformando o pré-sal em realidade com o desenvolvimento de novas tecnologias e fornecimento de equipamentos. É o maior negócio da história da sua divisão de petróleo e gás do mundo.
4 – Fale-nos um pouco sobre a importância de Libra para o setor de petróleo e para a economia brasileira?
As projeções mais vultosas para Libra ganham peso diante do histórico recente de trabalho da Petrobras no pré-sal de Santos. Em Franco, área de Cessão Onerosa cujo compromisso exigia apenas um poço, a petroleira acabou fazendo oito perfurações. Projeções feitas pela ANP indicam o potencial de produção da área em torno de 1,4 milhões de barris/dia de óleo. A primeira produção de Libra está prevista para o segundo semestre de 2016. Já a produção de óleo em escala comercial está prevista para 2019, quando será instalado um sistema piloto na área.
Na situação atual do país, manter os projetos de Libra em desenvolvimento pela Petrobras significa muito para a economia, e espera-se que isso gere oportunidades econômicas e sociais para o Brasil, como o desenvolvimento industrial, melhoria no setor de saúde e de educação, nas condições econômicas e sociais da população e exportação de produtos advindos da indústria petroquímica, elevando também o desenvolvimento da indústria mecânica e naval.
5 – Por que escolheu esse tema para seu TCC e como o MBP/COPPE/UFRJ (pós-graduação em Petróleo & Gás) lhe ajudou na sua carreira?
A escolha do tema foi justamente pela fase que o país enfrenta nos dias atuais, para mostrar o tamanho da importância do nosso país, como o Brasil tem tanta riqueza e tantas possibilidades de melhoria na economia. Basta apenas saber usar bem seus recursos e ter uma administração correta.
Trabalho há 11 anos no setor do petróleo, na área de gerenciamento de projetos, e a pós-graduação em Petróleo & Gás me ajudou a estudar os assuntos que já estavam no meu dia a dia profissional, porém dos quais ainda não tinha domínio, além de trazer conhecimento maior da área do petróleo, tanto na parte da exploração em si quanto da indústria do petróleo, bem como novos contatos profissionais e, quem sabe, futuros parceiros de trabalho. O curso aliado à minha experiência profissional me proporcionou ainda recursos para que eu me tornasse atualmente uma consultora como pessoa jurídica na área de petróleo e gás.