sábado, 21 de abril de 2012

DILEMAS DO PEQUENO PRODUTOR DE PETROLEO

Materia publicada no Valor economico em 2011 - CLAUDIA SCHIFFER

Responsáveis por menos de 1% da produção brasileira, 19 pequenas e médias empresas de petróleo enfrentam uma série de dificuldades para crescer no país. A começar pelo fato de não terem volume nem receita que permitam operar no mercado internacional de petróleo.
A Petrobras, única refinadora do país, não tem interesse em comprar o óleo não tratado - que sai do poço misturado com água e sal - e a saída tem sido vender para formuladores, empresas que funcionam como uma pequena central petroquímica, podendo fabricar gasolina e óleo diesel a partir de derivados de petróleo como nafta, tolueno e xileno. Mas há um problema de logística, já que os pequenos produtores estão no Nordeste e os formuladores, no Sudeste.
Mas novas oportunidades devem se abrir para essas empresas. Em abril vence o prazo para que o governo estabeleça uma política para aumento da presença dos pequenos produtores na atividade. As associações que os representam já se reuniram com técnicos do governo para apresentar suas propostas.
Pequenas enfrentam dificuldades no país  
As pequenas e médias empresas de petróleo convivem com uma série de dificuldades no Brasil, onde a produção não conseguiu deslanchar depois de uma década da primeira tentativa de venda, pela Petrobras, de campos com produção marginal em bacias maduras, em 2000. Hoje, a produção dessas empresas é muito pequena. Retirando-se os quatro maiores produtores do país — Petrobras, Shell, Chevron e Devon (em fase de aquisição pela BP) — as outras 19 empresas extraem, juntas, apenas 2.600 barris de petróleo por dia, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) relativos a janeiro. É menos de 1% da produção nacional de óleo equivalente, que foi de 2,54 milhões de barris de petróleo e gás em janeiro.
Somado o gás natural, a produção dos pequenos sobe para 2.808 barris de óleo equivalente. A lista de produtores inclui empresas de maior porte como a estatal angolana Sonangol, que adquiriu a brasileira Starfish e produziu 459 barris de óleo em janeiro. Sem poder de negociação, essas empresas enfrenntam dificuldades para escoar a produção e não têm acesso a instalações de tratamento do óleo bruto, a maioria de propriedade da Petrobras. Se as grandes petroleiras podem embarcar sua produção em navios e vender no exterior, as pequenas não têm volume e nem receitas que permitam operar no mercado internacional de petróleo. Ao contrário, só há barreiras.
A Petrobras, única refinadora do país, não tem interesse em comprar o óleo não tratado — que sai do poço misturado com água e sal, principalmente — e a saída tem sido vender para formuladores em São Paulo. São empresas que funcionam como uma pequena central petroquímica, podendo fabricar gasolina e óleo diesel a partir de derivados de petróleo como a nafta, o tolueno e o xileno.
Existe aí mais um problema de logística, já que os pequenos produtores estão no Nordeste e os formuladores no Sudeste. O formulador opera, na prática, como uma pequena central petroquímica, podendo fabricar gasolina e óleo diesel a partir de derivados de petróleo como a nafta, o tolueno e o xileno.
Uma boa notícia para o setor foi a criação da Dax Oil, que inaugurou uma torre de destilação atmosférica ao lado do polo petroquímico de Camaçari, na Bahia, depois de investir R$ 20 milhões em recursos próprios para compra de equipamentos totalmente projetados e construídos no país com tecnologia nacional e capacidade de processar 2.500 barris ao dia. Em linguagem simples, isso significa que a Dax tem equipamentos para "tratar" o petróleo bruto retirando a água e o sal para que esse óleo seja mais vendável no mercado. Parece óbvio, mas até agora a única comprado-ra era a Petrobras, que só tem um ponto de coleta desse petróleo bruto na refinaria Landulfo Alves (Relam), onde a estatal construiu uma unidade de tratamento especialmente para coleta da produção dos independentes. Os produtores do Rio Grande do Norte entregam seu óleo à Transpetro, que cobra custos e serviços e envia o produto para a Bahia.
Para chegar até lá os pequenos precisam se virar para entregar o petróleo que, em certos casos, precisa viajar em carretas misturado com água. A operação, obviamente, não é a mais econômica. Mas os pequenos não têm porte que justifique o aluguel de áreas de tancagem e transporte por navio.
A Dax 011 opera desde 2008 produzindo solventes mas enfrentava dificuldades para aquisição da nafta: a Petrobras é a única produtora no país e fornece toda a produção para as centrais petroquímicas (operadas pela Braskem, na qual é dona de 47% do capital votante). Atualmente, a Dax compra todo o condensado de gás produzido no campo de Manati (sociedade da Queiroz Galvão com a Petrobras) e também importa nafta da Esso Argentina. 
Depois de tomar fôlego, a empresa decidiu investir para processar óleo do recôncavo baiano. "Os produtores aqui tinham o problema inverso do nosso, tinham produção mas não para quem vender", resume Cyro Valentim, sócio e diretor-executivo da Dax.
A Dax é compradora potencial da produção de pequenas empresas não só da Bahia. Fez um acordo com a refinaria Manguinhos, no Rio, que pode comprar até 288.
mil barris de óleo pré-processado ao ano, mas ainda não passa de intenção. Valentim diz que ainda não tem contrato de compra de petróleo com nenhuma empresa, mas está negociando com várias, inclusive a Vipetro, de Vitória (ES). "Estamos na fase de negociar a aquisição de petróleo com produtores independentes. O valor do petróleo está muito alto hoje e precisamos saber muito bem como fazer essa negociação para tomar a operação viável".
Com a cotação acima de USS 100 e diante da possibilidade de novas altas por causa da tensão na líbia e Arábia Saudita, o executivo explica que está propondo uma fórmula de preço que permita calcular o valor das frações mais nobres do petróleo e as mais pobres. As primeiras permitem fabricar a nafta petroquímica e as seguintes o óleo diesel e o óleo combustível, sendo esse último um combustível mais "sujo" e menos lucrativo.
Segmento quer novo modelo de concessão em terra 
Os pequenos produtores de petróleo e gás do Brasil vão lutar, mais uma vez, para garantir espaço em um setor dominado por gigantes como a estatal brasileira Petrobras e por companhias internacionais de grande porte. Em 22 de abril vence o prazo de 120 dias estabelecido na lei que instituiu o regime de partilha de produção (n- 12.351, de 22 de dezembro de 2010) para que o governo estabeleça "uma política e medidas e específicas" para aumento da presença do pequeno produtor na atividade petrolífera. As duas associações que reúnem os pequenos produtores já se reuniram com técnicos dos ministérios de Minas e Energia (MME), Fazenda, Casa Civil, Meio Ambiente e da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para apresentar suas propostas.
A lista de reivindicações é antiga, e bem extensa. Essas empresas querem um novo modelo de contrato de concessão para as áreas terrestres; incentivos fiscais e econômicos, acesso a crédito e simplificação do processos regulatórios, devolução de áreas pela Petrobras e novos leilões, além de regulamentação da infraestrutura de dutos terrestres para o escoamento da produção que na prática lhes dê acesso à estrutura da Petrobras. 
"O que esperamos do Estado é que nos dê uma posição. Estou esperançoso de que tenhamos uma proposta palatável. Porque se não tivermos, vamos entender que o Governo não quer desenvolver o setor e a pequena empresa foi abandonada", diz Anabal Santos, diretor-executivo da Associação de Empresas Produtoras de Petróleo e Gás Natural extraídos de Campos Marginais do Brasil (Appom). Oswaldo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip) acrescenta que as concessionárias querem aproveitar para tirar a pecha de pequenas. "Queremos ser tratados como empresas que lidam com ativos de pequeno e médio porte em áreas onde o potencial para grandes descobertas não está presente", afirma.
Para isso, querem uma política de incentivos também financeiros, como acesso privilegiado ao crédito do BNDES, Banco do Nordeste e da Caixa Econômica Federal. "O segmento de exploração e produção em terra não tem nenhum mecanismo de incentivo. O Repetro (regime de importação ficta) não se aplica e recentemente o governo criou o Repenec para as refinarias do Nordeste. Porque então os produtores independentes em terra não têm incentivos tributários. Isso poderia ser feito por meio de um direcionamento claro da política", continua Pedrosa.
Outro ponto importante é a oferta de mais áreas. Na 8ª Rodada da ANP em 2006, treze empresas sozinhas ou reunidas em consórcios fizeram ofertas vencedoras por 28 blocos. Mas não levaram, já que esse leilão foi suspenso. A Abpip, Appom e o Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) defendem a imediata liberação das áreas arrematadas — incluindo blocos que posteriormente foram incluídos na faixa exclusiva da Petrobras no pré-sal — e um calendário de novos leilões.
"O governo tem condições de induzir a Petrobras a criar novas modalidades que permitam, digamos assim, abrir espaço e adotar contratos de serviços com cláusulas de risco e recompensa", diz Pedrosa, citando como exemplo os contratos firmados pela estatal em 2001 com as empresas Petrorecôncavo, na Bahia, e Koch, no Rio Grande do Norte.
"Ele também poderia incentivar a Petrobras a vender campos menores para produtores independentes. Não faz sentido a Petrobras ter campos com reservas inferiores a 1 milhão de barris e produção inferior a 100 barris por dia. Isso poderia ser cedido por meio de leilões ou para a ANP", diz o presidente da Abpip. 
Segundo Pedrosa, aumentar a oferta de áreas para pequenas e médias empresas no Brasil faria uma enorme diferença já que não só permitiria aumentar a produção e facilitar a comercializaçào que hoje é difícil já que 19 empresas operam em quatro estados mas só tinham como comprado-ra a Petrobras e agora, a Dax Oil.
Os pequenos produtores querem, ainda, redução da alíquota de royalties, que varia de 5% a 10% na Lei do Petróleo (9.478/97). O problema,já apontado por vários dirigentes da ANP desde David Zylbersztajn até Haroldo Lima, é que a alíquota vale tanto para grandes produtores quanto para os de pequeno porte. Laury Fernandes, sócio da Vipetro, diz que a política da sua empresa é de não ficar esperando pelo governo. Mas considera que existem pontos que precisam ser corrigidos.
"E preciso mudar as regras de conteúdo local da ANP e também dar um tratamento diferenciado já que hoje campos menores têm o mesmo tratamento dado à Petrobras e a Shell, por exemplo", pondera Fernandes.
Pedrosa, da Abpip, explica ainda que existem casos em que o pequeno produtor paga até 13%, uma vez que o preço de referência estabelecido pela ANP para cálculo do pagamento é invariavelmente maior do que o que eles conseguem negociar. "Hoje, o que existe é uma política de desincentivo", afirma.
A capixaba Vipetro sonha ser grande e já avalia parcerias com americanas
Enquanto as empresas independentes negociam com o governo uma política de incentivos, a novata capixaba Vipetro parece não ter medo de sonhar em ser uma importante produtora de petróleo do país. Prevê produzir 2.700 barris de petróleo dentro de três anos, o equivalente a toda a produção atual das pequenas e médias e grande para uma empresa que produz hoje cinco barris por dia, em teste. 
Desde 2005, quando adquiriu seu primeiro bloco exploratório na 7ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a Vipetro já conta com nove descobertas em terra no Espírito Santo nos três blocos que a empresa opera. Foram apenas dois poços secos dos onze perfurados até agora, uma taxa de sucesso elevada para quem não é do ramo. Esse resultado animou os donos da pequena petrolífera nacional a quererem mais.
O gerente de exploração e produção, Dirceu Santo.s, atribuiu as descobertas de jazidas na área ao modelo exploratório certeiro utilizado pelos geólogos da empresa, o mesmo que levou às descobertas da Petrobras na área 30 anos atrás. "O modelo exploratório do Espírito Santo é vencedor, em dois blocos onde perfuramos oito poços encontramos oito jazidas e isso chamou a atenção", explica Santos, um dos dez empregados da Vipetro que trabalharam longos anos na Petrobras.
A Vipetro já tem planos para produzir petróleo com custos relativamente baixos. A idéia é usar o método de bombeio de cavidade progressiva (BCP), instalar tanques com capacidade para 400 barris ao lado e aliviá-los usando carretas. A empresa comprou recentemente um terreno com 100 mil quadrados onde será instalada uma estação de tan-cagem e para tratamento e separação da água que é produzido junto com o petróleo.  
"Estamos pensando lá na frente. Achamos que para estar em um negócio grande temos que pensar grande", afirma Laury Fernandes, um dos donos do grupo Vitória Ambiental, braço de serviços do mesmo grupo Vipetro,
As descobertas de petróleo em uma bacia terrestre madura como a do Espírito Santo levaram a empresa a projetar investimentos de R$ 100 milhões nos próximos três anos, com ou sem novos parceiros. É mais que o triplo dos RS 30 milhões que ela investiu nos últimos quatro anos. O volume é pequeno comparado aos orçamentos gigantescos de empresas como OGX, Shell ou Petrobras, mas é grande para uma pequena empresa.
A Vipetro não contratou uma certificadora — o que é caro para uma empresa desse porte — e estima que suas reservas sejam hoje de 20 milhões de barris de óleo equivalente. Esse volume pode ser maior, segundo Dirceu Santos, porque o último poço perfurado no bloco 466, chamado Vita 12, tem um modelo geológico parecido com o campo de Cação, onde a Petrobras chegou a produzir no mar 1.000 barris ao dia. "E nossa descoberta é em terra, onde produzir é mais barato, e já temos recursos como sondas e revestimentos", diz.
Laury Fernandes explica que se não abrir capital, a velocidade de entrada das áreas em produção pode ser menor, mas será feita de qualquer maneira, com recursos próprios. Mas admite que está aberto a parcerias com outras empresas — já conversou com algumas companhias americanas cujos nomes não informa — desde que "possam acrescentar experiência ao negócio". Também não descarta o mercado de capitais.
"Daqui para frente vamos desenvolver as áreas para produzir e, se arrumarmos parceiros, a velocidade será bem maior, pois hoje temos apenas uma sonda de perfuração e uma de completação", afirma Fernandes.

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