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Uma Análise Crítica sobre o Fim do Monopólio da Petrobras e Conseqüências
para o Estado da Bahia Autor(es): Alexandre Borba Cerqueira Bradson Farias Ribeiro Orientador: Prof. Dr. Georges Souto Rocha Co-orientador: Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres
Salvador, agosto de 2005
UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS NATURAL
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS
NATURAL
Uma Análise Crítica sobre o Fim do Monopólio da Petrobras e Conseqüências
para o Estado da Bahia Autor: Alexandre Borba Cerqueira Bradson Farias Ribeiro Orientador: Prof. Dr. Georges Souto Rocha Co-orientador: Prof. Dr. Ednildo Andrade Torres Curso: Especialização em Engenharia de Gás Natural Área de Concentração: Gás Natural Monografia apresentada ao Curso: Especialização em Engenharia de Gás Natural como requisito para a obtenção do título de Especialista.
Salvador, agosto de 2005 BA - Brasil
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE GÁS
NATURAL
MONOGRAFIA
Uma Análise Crítica sobre o Fim do Monopólio da Petrobras e Conseqüências
para o Estado da Bahia Monografia aprovada em ______ de _________ de 200___. ____________________________________________________ Prof. Dr. Georges Souto Rocha, Orientador Instituição: Centro Federal de Educação Tecnológica - CEFETBA ____________________________________________________ Prof. Dr.Ednildo Andrade Torres, Co-orientador Instituição: Universidade Federal da Bahia
Salvador, agosto de 2005 BA - Brasil
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SUMÁRIO
CAPÍTULO 1. Introdução 1
CAPÍTULO 2. O Papel da ANP 6
CAPÍTULO 3. Caracterização das Bacias Sedimentares 12
CAPÍTULO 4. O Contrato de Licitação 19
CAPÍTULO 5. Resumo das Rodadas – Negociações dos Blocos das Bacias 26
Sedimentares do Estado da Bahia
CAPÍTULO 6. Resultados das Atividades Exploratórias 36
CAPÍTULO 7. Conclusões 45
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RESUMO
CERQUEIRA, A. B., RIBEIRO, B. F., Uma análise crítica sobre o fim do monopólio da Petrobras e conseqüências para o Estado da Bahia. Salvador: Universidade Federal da Bahia BA Escola Politécnica Departamento de Engenharia Química., 2005. 55 p. (Monografia do Curso de Especialização em Engenharia do Gás Natural – CEEGAN).
A Agência Nacional do Petróleo – ANP – criada pela Lei do Petróleo (Lei 9.478/97) surgiu com a função de regular e fomentar as atividades da indústria do petróleo e gás natural no Brasil. A Lei marca a quebra do monopólio da exploração do petróleo no Brasil até então exercido pela empresa estatal Petrobrás. Entre 1998 e 2004 a ANP realizou seis rodadas de licitações de blocos em bacias sedimentares brasileiras que foram concedidos a empresas nacionais e estrangeiras. As atividades das empresas exploradoras nas bacias baianas de Camamu/Almada, Recôncavo e Jequitinhonha tem resultado em descobertas comercias e causado impacto positivo na economia local através de royalties, aumento na arrecadação de impostos, pagamento por utilização e ocupação da terra, contratação de empresas e serviços locais e geração de emprego. Esse impacto pode ser observado nos relatórios de arrecadação municipal da secretaria da fazenda e no Balanço Energético Nacional e justifica a boa expectativa com relação à sétima rodada de licitações prevista para outubro de 2005 com oportunidades atrativas para empresas de todos os portes. A indústria petroquímica baiana aguarda a operação do campo de Manati em 2006, descoberto na Rodada Zero de licitações, para suprir sua demanda reprimida de gás natural e fazer frente aos concorrentes internacionais. Palavras Chave: Gás Natural, Rodadas de Licitações, Concessão de Blocos, Bacias Sedimentares Baianas, Indústria Baiana de Petróleo e Gás.
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ABSTRACT
CERQUEIRA, A. B., RIBEIRO, B. F., A critical analisys about the end of the monopoly of Petrobras with focus in the Bahia’s State. Salvador: Universidade Federal da Bahia BA Escola Politécnica Departamento de Engenharia Química, 2005. 55 p. (Monografia do Curso de Especialização em Engenharia do Gás Natural – CEEGAN).
The Agência Nacional de Petróleo – ANP – created in 1997 by the petroleum law (Lei 9.478/97) has the role of regulating and inciting oil and natural gas industry activities in Brazil. The petroleum law states the end of petroleum exploration monopoly in Brazil performed by the state-owned Petrobras. Between 1998 and 2004 ANP carried out six bid rounds in brazilian sedimentary basins offered to national and foreign companies. With respect to oil production self-sufficiency is believed to come up to 2006. The exploratory activities in Bahia basins Camamu/Almada, Recôncavo and Jequitinhonha are resulting in commercial discoveries and positive impact to local economy through royalties, increase of tax collecting, local services and companies contracting and new jobs. That impact may be noticed in the municipal tax collecting reports of the general treasury office of Bahia and in the national energetic balance and justifies the good expectation around ANP bib round seven to be carried out in October 2005 with attractive opportunities to any size company. Bahia’s petrochemical industry expects the startup of Manati field operation in 2006, discovered in round zero of ANP bids, to supply repressed demand of natural gas. The increase of gas offer in northeast will strengthen the national petrochemical industry facing the international competitors. Key Words: Natural gas, Bid rounds, Sedimentary basins, Petroleum monopoly.
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LISTA DE FIGURAS Figura 3.1 Bacias sedimentares brasileiras 14 Figura 5.1 Licitação e concessão de blocos no Brasil 37 Figura 5.2 Concessão de blocos na Bahia 38
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LISTA DE TABELAS Tabela 01 Blocos da Rodada Zero concedidos em 06/08/1998 26 Tabela 02 Concessão de blocos em bacia baianas na segunda rodada 29 Tabela 03 Concessão de blocos em bacia baianas na terceira rodada 30 Tabela 04 Concessão de blocos em bacia baianas na quarta rodada 30 Tabela 05 Concessão de blocos em bacia baianas na quinta rodada 32 Tabela 06 Concessão de blocos em bacia baianas na sexta rodada 34 Tabela 07 Total arrecadado em bônus na sexta rodada de licitação 35 Tabela 08 Quantidade de blocos licitados e concedidos nas seis rodadas 36 Tabela 09 Contribuição do setor do petróleo ao PIB do Brasil 39 Tabela 10 Arrecadação de impostos e taxas em municípios baianos localizados nas Bacias Camamu/Almada, Recôncavo e Jequitinhonha 45 Tabela 11 Comparativo da indústria do gás natural na Bahia nos anos 1998 e 2003 46 Tabela 12 Número de proprietários e pagamentos por uso da terra na Bahia nos anos de 1998 e 2003 46
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NOMENCLATURA Siglas ADIn Ação Direta de Inconstitucionalidade ANP Agência Nacional do Petróleo B Bloco BDEP Banco de Dados de Exploração e Produção BT Bloco Terrestre BM Bloco Marítimo CAL Bacia Camamu-Almada CNPE Conselho Nacional de Política Energética E&P Exploração e Produçãp GASENE Gasoduto Sudeste-Nordeste J Bacia Jequitinhonha T Terrestre M Marítimo REC Bacia do Recôncavo
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TERMOS E CONCEITOS TÉCNICOS
Área de Concessão: é a área delimitada pelo bloco ou as parcelas desse bloco que
permaneçam sob concessão após as devoluções previstas no contrato de concessão.
Área de Desenvolvimento: é a parcela da área de concessão separada para desenvolvimento.
Bacia Sedimentar: depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que
podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não.
Bloco: Parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade
indeterminada com superfície poligonal definida por coordenadas geográficas de seus vértices
onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo ou gás natural.
Campo de Petróleo ou de Gás Natural: área produtora de petróleo ou de gás natural a partir
de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis
abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção.
Declaração de Comercialidade: é a notificação escrita do concessionário à ANP declarando
uma jazida como descoberta comercial na área de concessão.
Descoberta Comercial: descoberta de petróleo ou gás natural em condições que, a preços de
mercado, tornem possível o retorno dos investimentos no desenvolvimento e na produção.
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Desenvolvimento: conjunto de operações ou investimentos destinados a viabilizar as
atividades de produção de um campo de petróleo ou gás.
Gás Associado: gás natural produzido em jazida onde ele se encontra dissolvido no petróleo
ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás.
Gás Não-Associado: gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e
condensado.
Gás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto que permaneça gasoso em condições atmosféricas
normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.
Jazida: reservatório já identificado e possível de ser posto em produção.
Lavra ou Produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás
natural de uma jazida e de preparo de sua movimentação.
Pesquisa ou Exploração: conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas
objetivando a descoberta e identificação de jazidas de petróleo ou gás natural.
Petróleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural.
Prospecto: feição geológica mapeada como resultados de estudos geofísicos e de
interpretação geológica que justificam a perfuração de poços exploratórios para a localização
de petróleo ou gás natural.
Refino: conjunto de processos destinados a transformar petróleo em derivados de petróleo.
Reservatório ou Depósito: configuração geológica dotada de propriedades específicas,
armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não.
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CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
A Emenda Constitucional nº 09 foi aprovada em 1995 pelo Congresso Nacional com o
objetivo de redimensionar a presença do Estado brasileiro nas áreas de energia,
telecomunicações e infra-estrutura. Esta emenda, dentre outros, flexibilizou a forma de
execução do monopólio da União para as atividades de exploração, desenvolvimento e
produção de petróleo e gás natural.
Em 6 de agosto de 1997, iniciando o processo de regulamentação da Emenda
Constitucional nº 09, o Congresso Nacional aprovou a Lei nº 9.478/97 (Lei do Petróleo),
dispondo sobre a política energética nacional e estabelecendo as condições para o exercício
das atividades econômicas abrangidas pelo monopólio, concernentes à importação e
exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, ao refino de petróleo, ao processamento
de gás natural e ao transporte de petróleo, seus derivados e gás natural.
Do texto da Lei do Petróleo, se observava claramente que seus principais objetivos
eram preservar o interesse nacional, promover o desenvolvimento ampliando o mercado de
trabalho e valorizando os recursos energéticos; garantir os interesses do consumidor quanto à
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oferta, preços e qualidade dos produtos; garantir o fornecimento de derivados do petróleo em
todo o território nacional; incrementar a utilização do gás natural; identificar as soluções
adequadas para suprir energia elétrica em todas as regiões; promover a livre concorrência;
atrair investimentos e ampliar a competitividade do País no mercado internacional.
Para garantir o alcance desses objetivos, foram instituídos o Conselho Nacional de
Política Energética (CNPE) e a Agência Nacional do Petróleo (ANP). O CNPE ficou
encarregado da promoção do aproveitamento racional dos recursos energéticos assegurando o
suprimento às áreas remotas considerando fontes convencionais e alternativas às tecnologias
disponíveis. Além disso, esse órgão acompanha o desenvolvimento da política energética
através da revisão periódica da matriz energética estabelecendo diretrizes para programas
específicos e estabelece diretrizes para a importação e exportação atendendo as necessidades
do consumo interno do petróleo e seus derivados, gás natural e condensado assegurando o
funcionamento do Sistema Nacional de Estoque de Combustíveis e cumprimento do Plano
Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis. A Agência Nacional do Petróleo, cujas
atribuições serão explicitadas com maior abrangência no capítulo seguinte, ficou a cargo da
regulação, contratação e fiscalização das atividades econômicas da indústria do petróleo e gás
natural, seguindo a política energética nacional.
No contexto no qual a Lei do Petróleo entrou em vigor, era crítica a incapacidade do
Estado em financiar investimentos em infra-estrutura e era crescente a necessidade de atração
de investimentos privados. A Lei do Petróleo foi elaborada assumindo a premissa de que a
competição beneficiaria o consumidor aceitando a visão de que pressões competitivas e
alternativas de suprimento gerariam benefícios ao consumidor e à sociedade.
Em agosto de 1997, a sanção da Lei do Petróleo pelo Presidente Fernando Henrique
Cardoso foi vista pela imprensa nacional como “uma lei que pode produzir resultados tão
interessantes quanto a privatização da Telebrás” (PATURY, 1997). Nessa época a Petrobrás
foi autorizada a realizar parcerias com outras empresas para ampliar seus projetos e já eram
vislumbradas 138 parcerias que resultariam na entrada no Brasil de 1,5 bilhão de reais já em
1998 e que esses investimentos atingiriam 5 a 6 bilhões de reais por ano até 2000.
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Com relação à quebra do monopólio, outro ponto importante da Lei 9.478 verificado
no ano de sua sanção, foi que ela poderia contribuir em muito para eliminar uma das
vulnerabilidades do Plano Real: os déficits da balança comercial. A Petrobras produzia
940.000 barris de petróleo por dia e importava 660.000 barris com gastos diários de
importação da ordem 12,5 milhões dólares, ou 4,6 bilhões de reais por ano, o que
representava mais de um terço do déficit comercial esperado para 1997. Até o ano 2000, o
país seria auto-suficiente na produção de petróleo se o consumo continuasse o mesmo. E
quando o ministro do Planejamento, Antonio Kandir, afirmou que "O setor privado vai ocupar
o espaço que hoje é das importações" (PATURY, 1997), ficou claro o que o governo esperava
de resultado da abertura da concorrência.
Antecipando as regras das licitações a serem executadas pela ANP, (PATURY, 1997)
ressalta que a Petrobrás foi mantida na condição de estatal e preservou várias vantagens,
dentre as quais poderia escolher as bacias sedimentares do país que desejasse explorar, além
de ser dona de refinarias e oleodutos. Os agentes entrantes, portanto, buscariam usar essas
facilidades e para entrar no mercado nacional provavelmente se aproximariam inicialmente da
Petrobras.
As previsões feitas por PATURY (1997) foram verificadas na prática por FERRAZ
(1998), em uma matéria que aponta que cerca de 1000 empresas nacionais e estrangeiras
estava solicitando informações da Petrobras a respeito do potencial dos campos brasileiros.
Desse total, oitenta haviam aberto escritórios próximos à sede da estatal para prospectar
novos negócios. Segundo FERRAZ (1998), “Há muitas firmas novas no país, como as
francesas Elf e Total, as americanas Chevron e Amerada Hess e a Petróleo da Venezuela. Há
também veteranas como a Shell e a Texaco, que durante anos só puderam transportar
combustíveis e agora querem extrair e beneficiar óleo em território brasileiro. Até a Atlantic,
que foi embora quatro anos atrás, acaba de voltar. O curioso é que, agora que têm liberdade
para operar no Brasil, todas querem se abraçar em sociedades com a Petrobras”.
O presidente da Petrobras à época, Joel Rennó, tinha sobre sua mesa cerca de
cinqüenta contratos de parcerias aguardando aprovação da ANP que resultariam em
aproximadamente 4 bilhões de dólares em investimentos de risco (FERRAZ, 1998). Esses
contratos evidenciavam que “Os estrangeiros, que tanto brigaram para quebrar o monopólio
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da Petrobrás, estão agora mais interessados numa associação com a estatal porque, num
negócio de risco como é o setor de petróleo, economizariam milhões de dólares. Em vez de
procurar petróleo por conta própria, preferem usar os atalhos da estatal”, conforme verificou
Jean-Paul Prates, da consultoria Expetro, arremetendo-nos mais uma vez às previsões de
1997.
Para ilustrar os riscos da indústria do petróleo e gás natural, basta citar que nas
previsões atuais, espera-se que de cada dez poços perfurados, apenas um a três apreseentam
alguma viabilidade comercial. O custo estimado de um poço exploratório na Bacia de Campos
em lâmina d’água acima de 2.500 metros é da ordem de US$ 18 milhões – indicadores que
justificam a cautela dos investidores. As empresas ao adentrarem no mercado de exploração e
produção na sua maioria buscam em parcerias com a Petrobrás uma garantia de diversificação
do risco, face ao conhecimento acumulado que a empresa detém sobre as 29 bacias
sedimentares brasileiras nos seus cinqüenta anos de existência e do sucesso tecnológico
conquistado no ambiente de águas profundas onde se situa o grande potencial brasileiro
petrolífero.
Ainda com referência à matéria de FERRAZ (1998), as negociações iniciadas em 1998
atiçaram as expectativas de empresários de diversos setores visto que a injeção de capital no
setor petrolífero, que só perde para o automobilístico em tamanho, gera negócios na economia
como um todo e segundo uma estimativa da Petrobras, cada bilhão de dólares investido na
indústria do petróleo gera 33.000 empregos diretos. Como exemplo, a Asea Brown Boveri,
indústria de equipamentos pesados já havia inaugurado em São Paulo uma fábrica de
equipamentos para perfuração de poços.
Verificamos então que a estratégia do governo em abrir o monopólio do petróleo foi
uma tentava de solucionar questões macroecômicas brasileiras à medida que visava reduzir o
déficit da balança comercial. Além disso, configurou também uma tentativa de transformar e
modernizar a indústria nacional de pesquisa e exploração de petróleo, tornando-a mais ágil e
ativa, fomentando a exploração em áreas de alto potencial produtivo e a pesquisa em bacias
sedimentares desconhecidas buscando sempre o objetivo maior de alcançar a auto-suficiência
energética nacional.
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Apresentamos nesse capítulo o cenário no qual foi aprovada Lei do Petróleo e
discorremos sobre as perspectivas geradas pela sua aprovação tanto por parte da iniciativa
privada quanto do governo. A seguir, abordaremos o papel desempenhado pela ANP e como
se sucederam as licitações das bacias sedimentares, apresentando suas repercussões até o
presente ano.
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CAPÍTULO 2
O PAPEL DA ANP
2.1 A criação da ANP
A Lei do Petróleo também criou a Agência Nacional do Petróleo (ANP), implantada
pelo Decreto 2.455 de 1º de janeiro de 1998, como órgão responsável pela regulação,
contratação e fiscalização das atividades econômicas da indústria do petróleo e gás natural, a
quem compete, dentre outros:
• Implementar em sua esfera de atribuições a política nacional de petróleo e gás natural
conforme a política energética nacional.
• Promover estudos para delimitar os blocos para efeito de concessão das atividades de
exploração, desenvolvimento e produção.
• Autorizar as atividades de refino de petróleo, processamento de gás natural, transporte,
importação e exportação de petróleo e gás natural e sua regulamentação.
• Estabelecer critérios para cálculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar seus
valores.
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• Consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás
natural informadas pelos concessionários.
• Fiscalizar o funcionamento do Sistema Nacional de Estoque de Combustíveis e o
cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis.
• Regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de
combustíveis.
• Regular e fiscalizar as atividades de distribuição e revenda de derivados de petróleo e
álcool combustível.
A ANP se instituiu como uma autarquia sob regime especial para elaborar os editais e
promover as licitações para a concessão dos direitos de exercício de atividades de exploração,
desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, celebrando os contratos delas
decorrentes e fiscalizando a sua execução.
Dentre as prioridades atuais, a ANP irá juntar esforços com o Ministério da Minas e
Energia para definir a regulação do gás natural em 2005. A presença do gás natural na matriz
energética nacional ainda é pequena ocupando cerca de 8% segundo o Balanço Energético
Nacional (BEN) de 2004 e é essa uma das principais dificuldades levantadas: a definição de
regras para um setor ainda bastante incipiente.
Em janeiro de 2005 foi sancionada pelo Poder Executivo a Lei 11.097 que define a
mistura de biodiesel aos combustíveis fixando o valor inical de 2% e prevendo o alcance de
5% em 8 anos. Essa lei também altera as funções e a nomenclatura da ANP. O órgão passou a
se chamar Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (mantendo a mesma
sigla) e passa também a fiscalizar a adição de biocombustíveis aos combustíveis
convencionais.
2.2 A estrutura organizacional da ANP
A ANP tem sede no Estado do Rio de Janeiro e escritórios nos demais Estados. Sua
estrutura organizacional é formada por Diretoria, Procuradoria–Geral e Superintendência de
Processos Organizacionais. A Diretoria é formada por um diretor-geral e quatro diretores. Os
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diretores têm mandado de quatro anos não coincidentes e são nomeados pelo Presidente da
República, após aprovação do Senado Federal. Desde a criação das agências a regulação e
fiscalização dos setores elétrico, de telefonia, da indústria do petróleo, da fabricação de
remédios dentre outros, ganharam independência do Poder Executivo e dos ministérios pondo
um fim às práticas de distribuição de privilégios nos moldes do que era feito quando as
estatais eram controladas pelos ministros. A diretoria das agências, nomeada após a
comprovação da capacitação técnica dos indicados pela presidência da república e com
mandato independente, tem o papel principal de definir regras claras para a entrada de agentes
privados nacionais e estrangeiros nos serviços sob sua regulação e fiscalização.
2.3 A Redefinição do Papel da ANP
Conforme DIEGUEZ (1999), até a primeira rodada de licitações considerada como de
amplo sucesso, empresas multinacionais como a Shell duvidavam das estratégias definidas
para a abertura do mercado considerando que poderiam fazer propostas abaixo do valor
mínimo e o governo não teria alternativas visto que não haveria procura pelos blocos
licitados. Entretanto, a primeira rodada apresentou um ágio de 10.700% e pelas regras da
ANP as empresas vencedoras foram obrigadas a estabelecer um compromisso de
investimentos sendo que o nível mínimo de compra de equipamentos com fornecedores
nacionais não poderia ser inferior a 15% do investimento total. Além disso, seriam destinados
800 milhões de dólares até 2004 para o desenvolvimento de pesquisa petrolífera nas
universidades brasileiras, dinheiro esse oriundo dos royalties do que já era produzido na
época.
Com a mudança de governo em 2002, logo no início da gestão do atual Presidente, Luis
Inácio Lula da Silva, as agências reguladoras passaram a ser vistas como uma “terceirização
do poder político” (SECCO, 2003) e a sua autonomia passou a ser enxergada como excessiva.
Segundo esse autor, a oposição do governo do Presidente Lula às agências reguladoras de
modo geral e à ANP em um caso específico, atingiu seu ápice quando em março de 2003,
cumprindo a Lei, a Petrobras informou à ANP a descoberta de um campo petrolífero em
Sergipe. A ANP, por sua vez, deu ciência à sociedade por meio de nota pública conforme
defini a Lei, buscando evitar especulações na bolsa de valores. O Ministério das Minas e
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Energia informou então que a divulgação foi precipitada e publicou uma nota contra a ANP
forjada de um embasamento técnico quando de fato lamentavam não poder ter aproveitado
politicamente a descoberta.
Não obstante à saraivada de críticas às quais a ANP se vem submetendo, NETO (2001)
observa diversos mecanismos para controle das agências reguladoras ressaltando que elas não
contituem uma ameaça ao regime democrático apenas por não estar subjugada ao Chefe do
Executivo. Dentre as possíveis formas de controle são apontadas:
• O controle de gestão a ser exercido pelos Tribunais de Contas.
• O controle quanto ao cumprimento das políticas públicas a ser exercido pelo Poder
Legislativo mediante a análise de relatórios submetidos a Comissões Específicas do
Parlamento.
• O controle contra abusos e ilegalidades, a cargo do Poder Judicário.
• O controle quanto ao alcance das metas e das finalidades da regulação, a ser exercido pelo
Poder Legislativo e principalmente pela sociedade.
Em outubro de 2003 foi divulgada a proposta do atual governo para remodelar as
agências reguladoras. Dentre os principais pontos se destacam a criação do “ouvidor” – que
seria um funcionário nomeado pelo Presidente da República encarregado de fiscalizar as
agências – e a proposta de transferir para os ministérios a atribuição de convocar licitações e
conceder serviços. Além do ouvidor, o governo também quer que os mandatos dos diretores
voltem a ser coincidentes com o do Presidente da República. O governo, portanto, demonstra
querer colocar as agências reguladoras novamente sob a tutela do Estado embora mantenha
uma relativa liberdade para que esse retrocesso não seja explícito.
2.4 A condução das licitações
Quando a Lei do Petróleo foi instituída em 1997, ficou estabelecido que a Petrobras,
então executora do monopólio da União, teria ratificados seus direitos sobre os blocos
exploratórios e áreas em desenvolvimento em que houvesse realizado investimentos e, nos
casos das áreas produtoras, teria seus direitos assegurados sobre cada campo que se
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encontrasse em produção na data de início da vigência da Lei. A ANP analisou os blocos e
campos solicitados pela Petrobras e ratificou seus direitos na forma de Contratos de
Concessão. Em 6 de agosto de 1998, foram assinados 397 Contratos entre a ANP e a
Petrobras. Esse evento ficou conhecido como “Rodada Zero” ou “Brasil Round Zero”, quando
foram executadas as primeiras concessões sem processo licitatório, cobrindo uma área
superior a 450.000 km2.
O restante da área sedimentar brasileira passou a ser objeto de análise para a seleção de
blocos exploratórios oferecidos em licitações. Desde então, a ANP concluiu seis rodadas de
licitações entre 1999 e 2004.
Dando prosseguimento às negociações, conforme a resolução CNPE nº 8 de 2003, os
blocos oferecidos na sexta rodada foram selecionados considerando o planejamento dos
volumes a incorporar nas reservas do país de modo a viabilizar a manutenção da auto-
suficiência sustentável e a manutenção do adequado volume de reservas.
Assim, em dezembro de 2003 foram anunciados os blocos da sexta rodada e nesse
presente estudo, analisaremos o histórico de concessões dos blocos pertencentes às Bacias
Sedimentares Camamu/Almada, Recôncavo e Jequitinhonha apresentando ao seu final as
perspectivas do mercado de petróleo e gás natural na Bahia a partir do cenário montado após
a conclusão da sexta etapa de licitações, abrangendo esse levantamento desde o início das
licitações em 1998.
Entendemos que, dentro do modelo atual, uma das falhas apontadas na criação das
agências reguladoras é que elas não prestam contas a nenhuma estrutura de poder. Nos
Estados Unidos e Europa elas estão subordinadas ao Parlamento, mas no Brasil um Projeto de
Lei propondo alterações nesse sentido ainda tramita no Congresso Nacional. Enquanto
nenhuma outra proposta era apresentada, o governo ampliava suas críticas a todas as agências
reguladoras afirmando que elas são ineficientes e extrapolam sua função à medida que
definem caminhos a seguir pelos setores que deviam apenas supervisionar. O Poder Executivo
então lançou mão dos meios disponíveis para limitar a atuação das agências: através do corte
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de seus orçamentos (elas funcionam com verbas do Orçamento da União) e forçando a
renúncia dos diretores visto que não os pode demitir.
A respeito da mudança de conceito do papel das agências reguladoras, observamos que
as obras de infra-estrutura necessitam de vários anos para dar retorno financeiro. Por isso os
investidores necessitam saber quais as leis os protejem e se não estão sujeitos aos humores
dos futuros governantes. Na manobra do atual governo, as garantias que investidores
nacionais ou estrangeiros buscam com relação às regras de abertura dos mercados e de
proteção dos seus investimentos ficam comprometidas, pois o órgão regulador, e por
conseqüência o cumprimento das cláusulas contratuais, se tornam vulneráveis aos interesses
dos ministérios cujos ministros são trocados ou remanejados conforme os ditames do partido
governante buscando sua preservação.
Entendemos que é uma postura correta colocar em questão o modelo atual de licitações
e propor correções para suas vulnerabilidades, tal qual pretende o governo federal. O que é
ainda mais importante para se avaliar nesse processo não é o órgão ao qual o poder de decisão
das agências é atribuido, mas sim como se preservam a imparcialidade e a continuidade das
decisões evitando que esse poder seja comercializado como mercadoria política atendendo a
interesses menores como fisiologismos e trocas de favores.
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CAPÍTULO 3
CARACTERIZAÇÃO DAS BACIAS SEDIMENTARES
3.1 Definição e Considerações Gerais
Bacias Sedimentares são regiões que sofrem lento e contínuo abatimento (ou
subsidência) ao longo do tempo geológico gerando uma depressão que é preenchida por
sedimentos. Esses sedimentos podem ser formados por materiais de três tipos principais:
fragmentos originados pela erosão das áreas elevadas e transportados para a bacia por rios,
geleiras ou ventos; materiais precipitados em corpos d'água dentro da bacia e anteriormente
transportados como íons em solução; e estruturas que fizeram parte de corpos de animais ou
plantas, como fragmentos de conchas, ossos, ou recifes de corais.
A teoria mais aceita atualmente sobre a origem do petróleo afirma que ele é formado
nessas depressões após o acúmulo de sedimentos de origem orgânica trazidos pelos rios das
partes mais elevadas. O petróleo e o gás, entretanto, não são encontrados nas rochas em que
se formaram. Durante o longo processo de sua formação, ocorre a expulsão da chamada rocha
geradora (formada por sedimentos finos como folhelhos, argilitos, sal, etc., praticamente
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impermeáveis) para rochas porosas e permeáveis adjacentes, formadas normalmente por
arenitos. Dessa maneira, o petróleo permanece sob altíssima pressão nas rochas porosas,
denominadas rochas reservatório, até que seja eventualmente alcançado pela perfuração de
um poço.
Em geral, no processo de exploração do subsolo em busca de petróleo a fase mais
dispendiosa é a da perfuração de poços. A decisão de perfurá-los é antecedida de extensa
programação e elaboração de estudos, que permitam um conhecimento mais detalhado
possível das condições geológicas presentes na região, tanto na superfície como em sub-
superfície. Para se ter uma noção da magnitude do risco que é muito bem percebido na
indústria do petróleo e gás natural, a cada dez poços perfurados somente entre um a três
resultam em acumulações comerciais. Por essas razões, as perfurações se orientarão para as
áreas que tenham as maiores possibilidades de conter acumulações de óleo ou gás.
A localização de petróleo ou gás numa bacia sedimentar, é firmada em dois princípios
fundamentais: 1) o petróleo se aloja numa estrutura localizada na parte mais alta de um
compartimento de rocha porosa, isolada por camadas impermeáveis (estrutura denominada
armadilha ou trapa); 2) essas estruturas são resultantes de modificações sofridas pelas rochas
ao longo do tempo geológico, especialmente a sua deformação, através do desenvolvimento
de dobras e falhas na crosta terrestre. As jazidas de petróleo são encontradas nos poros ou
fraturas das rochas, como uma esponja encharcada. Dessa forma, para encontrar o petróleo é
preciso combinar a existência dos fatores bacia sedimentar, rocha geradora, rocha reservatório
e rochas impermeáveis.
3.2 Aspectos da Exploração de Petróleo no Brasil
No Brasil, a exploração de petróleo é tarefa muito complexa, não só pela extensão de
nossa área sedimentar superior a 6 milhões de quilômetros quadrados, como pela natureza das
bacias, que possuem um tipo de rocha de difícil exploração e com pouco petróleo. No mar, a
dificuldade se mede pela profundidade da água em que se encontram os maiores reservatórios
já localizados: de 200 a 2000 m de lâmina d'água.
14
O nosso país possui 35 bacias sedimentares principais, que se distribuem por mais de
6,4 milhões de km2, sendo 4,9 milhões de km2 em terra e 1,5 milhão de km2 na plataforma
continental até a lâmina d'água de 3000 metros. Destas, 19 são exclusivamente terrestres, 7
são exclusivamente marítimas e as 9 restantes são bacias costeiras que se estendem do
continente para a plataforma continental. Apesar dessa extensa área sedimentar e do grande
número de bacias, 70% delas não registram descobertas de óleo ou gás em quantidades
comerciais.
Na Figura 3.1, apresentamos um mapa identificando as principais bacias sedimentares
brasileiras.
Figura 3.1 – Bacias sedimentares brasileiras
Fonte: www.anp.gov.br
Todas as bacias sedimentares brasileiras foram pesquisadas pela Petrobras com maior
ou menor intensidade. Em algumas, houve descobertas logo na fase inicial de exploração e o
número de poços perfurados cresceu rapidamente. Em outras, esse sucesso não ocorreu. Os
15
fatos mais importantes registrados durante a busca pelo petróleo brasileiro nas bacias
terrestres foram as descobertas dos campos do Recôncavo baiano de Sergipe e de Alagoas na
década de 50; da Bacia do Espírito Santo nos anos 70; e das bacias Potiguar no Rio Grande do
Norte, e do Solimões no Amazonas em meados dos anos 80.
No final da década de 60, o grande destaque foi a primeira descoberta de petróleo no
mar em lâmina d'água de 30 metros (Campo de Guaricema) no litoral de Sergipe. Depois de
Guaricema, a Petrobras intensificou as suas campanhas exploratórias na plataforma
continental brasileira e realizou várias descobertas de petróleo no litoral de vários estados. Na
década de 70, o fato mais importante na área de exploração e produção foi a descoberta do
campo de Garoupa (1974), na Bacia de Campos, no litoral do Estado do Rio de Janeiro, em
lâmina d'água de 124 metros. Já nos anos 80, as descobertas de campos gigantes de petróleo
na região de águas profundas transformaram a Bacia de Campos na mais importante área
produtora brasileira.
As bacias sedimentares brasileiras oferecem inúmeras oportunidades do ponto de vista
geológico para empresas de todos os portes e perfis da indústria do petróleo e gás. São 29
bacias com interesse para petróleo em diferentes estágios de exploração e com grandes
extensões ainda inexploradas.
3.2 Bacias Sedimentares em Território Baiano
3.2.1 Bacia Camamu-Almada
As Bacias de Camamu e Almada, situam-se na porção sul do litoral do Estado da
Bahia. A Bacia de Camamu, abrangendo parte da planície costeira, limita-se ao norte com as
Bacias de Jacuípe e Recôncavo. O seu limite sul com a Bacia de Almada ocorre próximo ao
alto de Itacaré. A Bacia de Almada, por sua vez, limita-se ao sul com a Bacia de
Jequitinhonha. Estas Bacias totalizam uma área de 22.900 km² sendo 16.500 km² pertencentes
à Bacia de Camamu e 6.400 km² à Bacia de Almada.
3.2.2 Bacia do Recôncavo
16
A Bacia do Recôncavo está localizada ao norte da cidade de Salvador, ocupando área
de 10.200 km2. A descoberta de petróleo no Brasil ocorreu nesta bacia em 1939 com a
perfuração de um poço em Lobato, considerado como o marco inicial da indústria petrolífera
nacional. Recente descoberta de uma acumulação de óleo leve revelou, em testes, boa
capacidade de produção. A Bacia do Recôncavo produz atualmente cerca de 80.000 barris/dia
de óleo equivalente.
3.2.3 Bacia Jequitinhonha
A Bacia Jequitinhonha está localizada no litoral do estado da Bahia em frente à foz do
rio Jequitinhonha. A norte, limita-se com a Bacia Camamu-Almada e ao sul com a Bacia de
Cumuruxatiba. Ocupa uma área de cerca de 10.100 km², dos quais 9.500 km² submersos.
3.3 Gerenciamento de Informações sobre as Bacias Sedimentares
Uma vez que o conhecimento das bacias sedimentares brasileiras é estratégico para a
política energética do país, o acesso aos dados sobre elas é regulamentado. A Portaria Nº 114
de 5 de julho de 2000 da ANP "regulamenta o acesso aos dados e informações sobre as bacias
sedimentares brasileiras que compõem o acervo da ANP", conforme sua própria definição.
As empresas que concorrem nas licitações precisam pagar para ter acesso ao pacote de
dados geológicos sobre as áreas oferecidas nas rodadas. Para os blocos em terra, o pacote tem
custo de US$ 7 mil; para as áreas em águas rasas, o valor varia de US$ 20 mil (Bacia de
Barreirinhas, Bacia do Espírito Santo, Bacia da Foz do Amazonas) a US$ 25 mil (Bacias de
Campos e Santos). Para as áreas em águas profundas, os pacotes terão valores de US$ 40 mil
(Bacias do Espírito Santo, Pelotas e Jequitinhonha) e US$ 50 mil (Bacias de Campos e
Santos).
Esse modelo exige uma cuidadosa avaliação por parte das empresas, que devem
escolher as áreas que mais lhes interessam com precisão, antes de comprar os pacotes de
dados. Cada concorrente pode comprar um pacote básico de dados geológicos com
17
informações sobre as áreas que lhes interessam. Para acessar mais dados além dos disponíveis
no pacote básico, uma empresa ou pessoa física precisa associar-se ao Banco de Dados de
Exploração e Produção (BDEP) da ANP, pagando valores mensais que variam de R$ 10 mil a
R$ 36 mil, conforme a categoria. Os dados adicionais custam de R$ 200 a R$ 6,5 mil.
Também estarão catalogados no BDEP as cerca de 350 mil amostras de rochas
retiradas pela Petrobrás aos longos dos 50 anos de exploração que resultou em mais de 19 mil
poços perfurados. Essas amostras são porções cilíndricas com 1 metro de comprimento e 15
centímetros de diâmetro que constituem o “genoma” do subsolo brasileiro. Os testemunhos já
estão disponíveis para consulta apesar de ainda estarem espalhados pelos depósitos da
Petrobrás em diversos Estados até que o armazém da ANP seja construído. Sob controle da
ANP, esse acervo tende a ser ampliado, posto que a Lei do Petróleo determina que todas as
companhias que façam perfurações no Brasil deverão entregar à agência dois terços das
amostras que retirarem do subsolo. Esse material será disponibilizado para consulta pública
após se passarem dois anos do fim da exploração.
A falta de dados geológicos e geofísicos recentes é ainda mais gritante nas áreas
marítimas da Margem Equatorial e nas bacias terrestres onde as informações existentes são
muito antigas por conta do alto preço do mapeamento e também pelas dificuldades
ambientais.
A disponibilidade de dados norteou o critério para escolha dos blocos que fizeram
parte da Primeira Rodada de licitações, de modo que os dados técnicos foram apresentados
para atrair eventuais interessados. Essa disponibilidade levou à pré-seleção de blocos e a
seleção final deu-se em razão da prospectividade dos blocos pré-selecionados, isto é, áreas
com maior perspectiva de exploração de petróleo. A disponibilidade de informações é
fundamental para que uma empresa decida investir em uma determinada área. Nessas
informações estão incluídos dados sísmicos, dados referentes a poços eventualmente já
perfurados, dados gerais sobre a geologia da bacia e sobre a infra-estrutura já existente, além
de mapas de interesse técnico.
18
Fica claro que o grau de desconhecimento atual das bacias sedimentares é uma
conseqüência da execução das atividades econômicas do monopólio do petróleo por apenas
uma empresa. Para superar esse desconhecimento a respeito das potenciais reservas
petrolíferas, a Lei nº 9.478/97 determina que 40% dos recursos oriundos da Participação
Especial (apresentada a seguir no Capítulo 4) sejam direcionados para o financiamento de
estudos e serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção de petróleo e gás natural.
Para 2005, a ANP defende a orçamentação de um extenso programa de aquisição de dados
tanto para revisar os levantamentos de áreas antigas quanto para iniciar a pesquisa em áreas
de fronteira tecnológica, garantindo a continuidade das licitações.
As análises realizadas nesse estudo indicam que onível de conhecimento das bacias
brasileiras ainda é muito baixo. Segundo dados da ANP, dos 6,4 milhões de km² do território
brasileiro que se extende sobre bacias sedimentares com potencial de ocorrência de petróleo e
gás, ainda não se tem informações de 4,3 milhões de km². O conhecimento está limitado a 7%
da área do território nacional e apenas 2% a 3% das áreas com potencial para petróleo estão
sob concessão no país totalizando 150 mil km² sendo explorados. A importância da
informação referente às bacias sedimentares, ou melhor, a sua ausência se observa no fato de
que as áreas que não recebem ofertas são, na maioria dos casos, carentes de informações.
Embora em todas a bacias sedimentares do Brasil se pode encontrar petróleo e gás natural, as
atividades petrolíferas ficaram concentradas basicamente em quinze bacias. Assim, o modelo
atual de licitação prevê a correção dessa carência na medida em que exige o cumprimento de
fases de pesquisa obrigatória e a disponibilização em bancos de dados nacionais das
informações obtidas nesse processo.
19
CAPÍTULO 4
O CONTRATO DE LICITAÇÃO
Os Contratos de Concessão têm como arcabouço jurídico a Lei de Criação da Petrobras
(Lei 2004/53), Lei do Petróleo (Lei 9.478/97), decretos presidenciais e portarias da ANP.
Nesse capítulo não temos a pretensão dissecar o contrato em todas as suas cláusulas.
Apresentamos os aspectos mais relevantes para uma análise geral e discorrremos sobre a
versão aplicada aos vencedores da sexta rodada enumerando as revisões e alterações ocorridas
ao longo de todas as licitações.
4.1. Considerações Iniciais
As considerações iniciais apresentadas no texto do contrato referem-se à cláusulas da
Lei do Petróleo e postulam que:
• A pesquisa e a lavra de jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos
existentes em territótio nacional constituem monopólio da União.
20
• Os depósitos de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes em
territótio nacional pertencem à União.
• A pesquisa e a lavra de recursos naturais só podem ser efetuadas por meio de concessão ou
autorização da União, no interesse nacional.
• A União poderá permitir que empresas estatais ou privadas, consituídas sob as leis
brasileiras, com sede e administração no país, realizem atividades de exploração e produção
de petróleo e gás natural mediante contratos de concessão precedidos de licitação.
• Todos os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural em território nacional
pertencem à União, cabendo sua administração à ANP.
• Cabe à ANP a celebração com os concessionários dos contratos de concessão para
execução das atividades de exporação, desenvolvimento e produção de petróleo e gás
natural em blocos que atendam às disposições previstas na Lei do Petróleo.
4.2. Custos e Riscos
O concessionário assume exclusivamente os custos e riscos das operações sendo que
sua única contrapartida é a propriedade do petróleo e do gás natural efetivamente produzidos
e recebidos no ponto de medição podendo, inclusive, exportá-los. A União se exime de
qualquer responsabilidade caso não haja descoberta comercial na área de concessão ou o
petróleo ou gás natural recebido no ponto de medição seja insuficiente para recuperar os
investimentos. O contrato de concessão é exclusivo para a exploração, desenvolvimento e
produção de petróleo ou gás natural não se estendendo a nenhum outro recurso natural que
por ventura existir na área de concessão.
4.3. Fases do Contrato
O contrato de concessão é dividido em duas fases:
A Fase de Exploração com duração máxima de oito anos é dividida em dois períodos
de exploração. O Primeiro Período de Exploração tem duração de até seis anos e ao final
deste o concessionário deverá devolver a totalidade da área de cada bloco à exceção das áreas
retidas para Avaliação ou Desenvolvimento ou prosseguir para o Segundo Período de
21
Exploração assumindo um novo Programa Exploratório Mínimo. Ao término da fase de
exploração, só poderão ser retidas pelo concessionário as áreas de desenvolvimento aprovadas
pela ANP. As demais devem ser devolvidas ou não, conforme as exceções definidas no
contrato. Para cada etapa de exploração é definido um Programa Exploratório Mínimo e o
concecionário deve comprovar o cumprimento desse programa para prosseguir entre as
etapas. Qualquer descoberta de petróleo ou gás natural deve ser comunicada à ANP no prazo
de 72 horas. A Declaração de Comercialidade da Decoberta deve ser feita segundo o Plano de
Avaliação aprovado pela ANP antes do término da fase de exploração.
A Fase de Produção de cada campo se inicia após a entrega à ANP da declaração de
comercialidade e tem duração de 27 anos. O concessionárrio pode prorrogar a fase de
produção encaminhando com antecedência de 12 meses um Plano de Desenvolvimento
Complementar à ANP que terá três meses para avaliar o pedido de prorrogação. O programa
de produção para cada campo deve ser entregue anualmente à ANP de acordo com o plano de
desenvolvimento de cada campo contendo as devidas explicações quando a produção sofrer
uma variação de 10% quando comparado com o total anual indicado no programa. Ao fim da
fase de produção, o campo será devolvido à ANP que poderá adotar as medidas cabíveis para
prosseguir com a operação, inclusive promover uma nova licitação nos últimos seis meses da
fase de produção. No prazo de 180 dias antes do término da fase de produção, o
concessionário deve apresentar o Plano de Desativação das instalações com as propostas para
tamponar e abandonar os poços e desativar e remover as plantas, equipamentos e demais
ativos relevantes.
Todos os documentos que consituem planejamentos ou orçamentos a serem cumpridos
pelo concessionário tais como os programas de avaliação, de produção, de desativação são
avaliados pela ANP que tem prazos definidos para encaminhar as propostas de revisões aos
concessionários e obter de volta os planos revisados. Dessa forma a ANP atua alterando os
programas para atender os dispostos na Lei do Petróleo e para cumprir a política energética do
CNPE. Se em caso de emergêcia nacional declarada pelo Presidente da República ou pelo
Congresso Nacional houver a necessidade de limitar as exportações de petróleo ou gás
natural, a ANP irá determinar que o concessionário atenda com a sua produção às
necessidades do mercado interno ou dos estoques estratégicos do país.
22
A ANP tem livre acesso à área de concessão e às operações em curso, às instalações e
aos registros e dados técnicos disponíveis para fins de acompanhamento e fiscalização do
cumprimento do contrato. Quanto aos concecionários, eles devem fornecer garantias de
cumprimento dos programas exploratórios mínimos tais como cartas de crédito, seguro-
garantia ou outros certificados que são devolvidos após constatação do cumprimento dos
programas.
4.4. Fornecedores de Bens e Serviços
O concessionário deve garantir aos fornecedores brasileiros condições equânimes de
concorrência com todas as empresas convidadas para apresentar propostas de vendas de bens
ou de prestação de serviços. Além disso, o cotrato determina que durante as fases de
exploração e desenvolvimento da produção o concessionário deve adquirir bens e serviços de
fornecedores locais atendendo a uma porcentagem mínima do investimento total. Essa
determinação é designada como o Conteúdo Mínimo de bens e serviços nacionais que devem
ser contratados pelas empresas vencedoras das licitações.
4.5. Participações Governamentais e de Terceiros
Com relação às participações governamentais e de terceiros, o concessionário deverá
pagar royalties, Participação Especial, pagamento pela ocupação ou retenção de área e o
pagamento de participação ao proprietário de terra. A Participação Especial inclui também
despesas qualificadas com pesquisa e desenvolvimento estipuladas em 1% da receita bruta de
cada campo em fase de produção. No mínimo 50% da parcela referente à pesquisa e
desenvolvimento devem ser direcionada a institutos de pesquisa nacionais credenciados pela
ANP. Além dos pagamentos relacionados anteriormente, o concessionário estará sujeito ao
regime tributário federal, estadual e municipal. O cumprimento das cláusulas de pagamentos e
regime tributário será verificado através de auditorias contábil e financeira a ser realizada pela
ANP sempre que julgar necessário.
4.6 Cessão
23
Durante a vigência do contrato, poderá haver cessão dos blocos da área de concessão no
caso de fusão, cisão ou incorporação da empresa integrante do concessionário sendo que
também pode haver mudança na composição do concessionário ou na divisão da área de um
ou mais blocos.
4.7 Sanções Administrativas, Civis e Penais
No caso do descumprimento de qualquer obrigação serão aplicadas advertências e
multas através de autos de infração conforme sanções administrativas e pecuniárias definidas
na legislação brasileira. Nesses casos serão determinados prazos para correção de falhas e
pagamento das multas, juros e conseqüências do não pagamento, e os procedimentos para
pedidos de reconsideração e recursos.
4.8 O Contrato de Concessão e a Propriedade dos Hidrocarbonetos
No Capítulo 2, apresentamos as discussões a respeito do papel da Agência Nacional do
Petróleo tal qual proposto quando da sua criação e a mudança de conceito defendida pelo
governo atual. No presente capítulo, após termos apresentado alguns dos aspectos do contrato
de concessão dos blocos das bacias sedimentares, trazemos agora outra discussão polêmica a
respeito da propriedade do petróleo e gás natural encontrado em território brasileiro conforme
está estabelecida na Constituição Federal e como essa propriedade foi alterada com base na
Lei do Petróleo.
Em agosto de 2004, às vésperas dos leilões da sexta rodada de licitações pela ANP, o
governador do Estado do Paraná, Roberto Requião, moveu uma Ação Direta de
Inconstitucionalidade (ADIn) questionando a constitucionalidade da Lei do Petróleo. Esse
documento buscava alterar cinco artigos, com destaque para a transferência para a União da
propriedade dos recursos minerais extraídos pelas companhias e restrições à concessão das
áreas a empresas estrangeiras.
24
O julgamento dessa ADIn ocorreu em março de 2005 e oito dos dez ministros do
Supremo Tribunal Federal julgaram-na improcedente com base na Emenda Consitucional nº
09 de agosto de 1995, que tornou relativo o monopólio da União autorizando a concessão por
meio de contratos. Os outros dois minitros que participaram da sessão consideraram o pedido
parcialmente procedente. Eles concordaram que a União continua detendo o monopólio do
petróleo e que a propriedade da lavra não pode ser transferida a empresas concessionárias,
conforme dispõe a Lei do Petróleo. Discordaram, entretanto, da constitucionalidade do artigo
que prevê a competência da ANP de autorizar a importação e exploração de petróleo. A
decisão do STF preservou o monopólio da União e garantiu que os concessionários sejam
proprietários apenas dos bens extraídos.
Caso a ADIn fosse aceita pelo STF, todas as concessões já leiloadas pelo governo
poderiam ser consideradas inconstitucionais. Desde que a Petrobras é considerada uma
concessionária, também seria afetada por essa decisão. Segundo o Advogado-Geral da União,
Álvaro Augusto Ribeiro Costa, o resultado desse julgamento trouxe segurança jurídica para os
investidores e para o poder público além de garantir mecanismos para alterar o modelo das
concessões se no futuro for necessário.
Na hipótese da aceitação da ADIn pelos Ministros do STF, todo modelo regulatório
para a política energética nacional e as atividades relativas ao monopólio do petróleo se
tornariam frágeis e passíveis de serem questionados. Os investimentos das empresas do setor
seriam desviados do Brasil para regiões concorrentes como o Golfo do México, África ou
Oriente Médio. Além disso, no que tange à continuidade de implantação dos investimentos, a
viabilidade econômica de projetos que ainda aguardam posicionamento do Poder Legislativo
está comprometida pelo direito ou não de propriedade pelas empresas concessionárias do
petróleo ou gás após a sua extração (CASTRO, 2005).
Segundo CASTRO (2005), as grandes empresas em operação no mercado mundial do
petróleo não irão investir em empreendimentos necessários à produção no Brasil, sem que se
garanta um mínimo de previsibilidade acerca do regime jurídico a eles aplicável, isto é, sem
que haja um mínimo de estabilidade nas regras e nas condições aplicáveis.
25
A respeito do que foi exposto sobre a mudança no papel das agências reguladoras
propostas pelo atual governo, verifica-se mais uma vez que a instabilidade das regras fere o
interesse público quando passa a comprometer a imagem do País perante a comunidade
internacional trazendo como conseqüência o impacto negativo ao desenvolvimento
econômico e social não só da União Federal, mas também das esferas estaduais e municipais
de governo, posto que causam a drástica redução no recolhimento dos tributos incidentes
sobre as atividades diretas e indiretas, além de inibir a criação de novos empregos.
O contrato de licitação se apresenta altamente criterioso e amplo abrangendo todos os
aspectos das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. O modelo atual,
ao mesmo tempo em que defende os interesses nacionais no que diz respeito principalmente à
busca da auto-suficiência energética, geração de emprego e desenvolvimento sócio-
econômico sustentável ambientalmente, entende que deve também fornecer vantagens aos
agentes privados, coadjuvantes nesse processo, e assegurar que o que foi acordado será
cumprido de modo que esses agentes se comprometam também com esses fins em uma
relação onde todas as partes envolvidas saem ganhando.
26
CAPÍTULO 5
RESUMO DAS RODADAS – NEGOCIAÇÕES DOS BLOCOS DAS
BACIAS SEDIMENTARES DO ESTADO DA BAHIA
Nesse capítulo, apresentamos informações gerais de cada rodada, listando apenas os
resultados de concessão dos blocos situados nas bacias sedimentares baianas à medida que
foram negociados em cada uma das licitações.
5.1 Rodada Zero
Conforme apresentado anteriormente, na rodada zero, apenas a Petrobrás recebeu as
concessões assinando 397 contratos distribuídos conforme apresentado na tabela 01 abaixo:
Tabela 01 – Blocos da Rodada Zero concedidos em 06/08/1998
Blocos em exploração 115
Blocos em desenvolvimento 51
Campos em produção 231
Fonte: http//www.anp.gov.br
27
Algumas destas concessões foram posteriormente objetos de cessão de direitos entre a
Petrobras e empresas privadas. Em 1º de junho de 1999 e 26 de janeiro de 2000, foram
devolvidos voluntariamente 29 blocos exploratórios sendo que um deles, na Bacia do
Jequitinhonha (BJ-30). Dos 282 blocos em desenvolvimento ou produção que foram
concedidos à Petrobras em 1998 na rodada zero, 83 estão situados na Bacia do Recôncavo.
Em 6 de agosto de 2001 estavam em vigor 86 contratos de concessão de blocos
exploratórios, dos 115 outorgados à Petrobras em 6 de agosto de 1998. O prazo exploratório
de três anos foi estabelecido pela Lei do Petróleo. Em 36 contratos de concessão, a ANP
autorizou a prorrogação do prazo exploratório condicionada à ocorrência de descobertas de
petróleo ou gás. Em 28 destes blocos os concessionários notificaram descobertas à ANP no
prazo contratual, tendo então o prazo de exploração prorrogado. Os oito blocos restantes com
autorização de prorrogação do prazo exploratório não tiveram descobertas notificadas pelos
concessionários à ANP e tiveram seus contratos de concessão terminados.
Nos blocos objeto dos demais 50 contratos de concessão assinados em 1998 e ainda
vigentes, somente as áreas que delimitam as descobertas de hidrocarbonetos notificadas e
cujos planos de avaliação foram apresentados pelos concessionários à ANP serão retidas para
avaliação técnica e comercial da jazida encontrada. Todas as áreas que não registraram
descobertas tiveram seus contratos de concessão terminados. Dentre as áreas objeto desse
estudo, ocorreram devoluções de 04 blocos da Bacia Camamu/Almada e 05 blocos da Bacia
do Recôncavo.
5.2 Primeira Rodada
Apresentamos anteriormente que a Rodada Zero foi o cumprimento das disposições da
lei de implantação da ANP conforme os privilégios dados inicialmente à Petrobras de manter
sob seu controle as áreas que já estava explorando. Dessa forma, a primeira rodada de
licitações que ocorreu em junho de 1999 representa o verdadeiro marco da flexibilização do
monopólio da União sobre as atividades de exploração e produção da indústria do petróleo e
gás natural. Nessa etapa foram concedidos 12 blocos a 11 empresas vencedoras dentre 42
empresas que participaram do processo. Na primeira rodada só houve a concessão de um
28
bloco em território baiano, o BM-CAL-1, na bacia Camamu-Almada, obtido pelo consórcio
ente a Petrobras e YPF.
À época da primeira rodada, estava em dicussão, dentre outras questões, se os cenários
nacional e internacional eram favoráveis para iniciar as licitações e também se a ANP estava
preparada para exercer a função de tal magnitude estando apenas com um ano de existência.
Não obstante a essas dúvidas, ficou evidente a partir do expressivo número referente aos
interesses do mercado, que o Brasil era um dos pólos mais atraentes para novos investimentos
na área do petróleo.
5.3 Segunda Rodada
Nessa rodada realizada em junho de 2000 foram concedidos 21 blocos e ficou de fato
marcada a consolidação do processo de entrada de novos agentes no cenário exploratório
brasileiro. Além da diversidade de empresas houve também a diversificação dos tipos de
blocos ofertados localizados em águas rasas, profundas e em terra, tanto em bacias maduras
quanto em fronteiras exploratórias.
Ao contrário do ocorrido na primeira rodada de licitações, quando as vencedoras foram,
em sua maioria, empresas de grande porte, a lista de 16 empresas vencedoras da segunda
rodada incluiu diversas empresas médias ou independentes. Cinco empresas brasileiras foram
vencedoras e tornaram-se concessionárias da ANP nessa segunda rodada.
Em relação à Primeira Rodada, ocorreram algumas alterações no processo licitatório:
• A licitação teve apenas um dia de duração, contra dois da Primeira Rodada.
• O prazo para análise dos dados técnicos pelas empresas se estendeu para seis meses.
• O programa exploratório mínimo retirou a obrigatoriedade da perfuração de poços no
primeiro período de exploração.
• Para promover a entrada de empresas menores foram criados mecanismos de redução de
royalties para o caso de descoberta de pequenos campos.
29
Com relação aos blocos das bacias baianas, tivemos a seguinte distribuição mostrada na
Tabela 02 abaixo:
Tabela 02 – Concessão de blocos em bacia baianas na segunda rodada
BACIA BLOCO EMPRESA VENCEDORA
Camamu/Almada BM-CAL-4 Coastal
BT-REC-1 Queiroz Galvão e Ipiranga
BT-REC-2 Rainier e Sun Resources Recôncavo
BT-REC-3 Rainier Fonte: http//www.anp.gov.br
O bloco da Bacia Camamu-Almada está classificado como de águas rasa e os da Bacia
do Recôncavo, como blocos on-shore. Não houve blocos concedidos da Bacia Jequitinhonha
e o total em bônus de assinatura pago por essas empresas na obtenção da concessão dos
blocos indicados acima chegou a R$ 5,6 milhões.
5.4 Terceira Rodada
Na terceira rodada de licitações, em junho de 2001, foram concedidos 34 blocos de 54
colocados em oferta englobando desde áreas em águas ultra-profundas a blocos terrestres em
bacias maduras. Essas licitações seguiram a tendência de reduzir o tamanho dos blocos e
oferecer oportunidades a empresas de todos os portes e perfis. Essa licitação envolveu blocos
de doze bacias sedimentares sendo que a maioria estava situada na pricipal região produtora e
exploratória: Santos, Campos e Espírito Santo.
Na Terceira Rodada foram destacadas as Fronteiras Exploratórias, bacias onde não
havia a produção de hidrocarbonetos e que eram relativamente pouco conhecidas.
A Tabela 03 abaixo apresenta o resultado da licitação com referência aos blocos em
bacias sedimentares baianas.
Tabela 03 – Concessão de blocos em bacia baianas na terceira rodada
30
BACIA BLOCO EMPRESA VENCEDORA BM-CAL-5 Petrobras, Queiroz Galvão,
Petroserv e El Paso Camamu/Almada
BM-CAL 6 Petrobras, Queiroz Galvão, Petroserv e El Paso
BT-REC-4 Samson e Ipiranga BT-REC-5 Petroserv
Recôncavo
BT-REC-6 Petroserv Fonte: http//www.anp.gov.br
O total em bônus pago por essas empresas na obtenção da concessão desses blocos
chegou a R$ 8,00 milhões.
5.5 Quarta Rodada
Na quarta rodada de licitações, em junho de 2002, foram concedidos 21 blocos.
Apesar da conjuntura econômica internacional desfavorável, encerrou-se com saldo
extremamente positivo de 14 empresas vencedoras, incluindo 4 que não possuíam, à época,
qualquer atividade no Brasil. A Tabela 04 apresenta o resultado da quarta rodada.
Tabela 04 – Concessão de blocos em bacia baianas na quarta rodada BACIA BLOCO EMPRESA VENCEDORA
BT-REC-7 Starfish Oil & Gas S.A BT-REC-8 Queiroz Galvão Perfurações S.A. BT-REC-9 Queiroz Galvão Perfurações S.A.
Recôncavo
BT-REC-10 PetroRecôncavo S.A. Fonte: http//www.anp.gov.br
O total em bônus pago por essas empresas na obtenção da concessão dos blocos da
quarta rodada chegou a R$ 3,3 milhões.
5.6 Quinta Rodada
A Quinta Rodada de Licitações, realizada em agosto de 2003 foi a primeira rodada do
atual governo e marcou a implantação do novo sistema de desenho e de licitação de blocos
exploratórios. A seguir apresentamos as alterações implantadas no governo Lula que
31
modernizaram os conceitos de definição e localização dos blocos, revisaram as regras do
conteúdo mínimo de bens e serviços nacionais e redistribuíram os pesos da pontuação das
propostas, privilegiando operações com maior potencial de geração de empregos.
Com relação à definição dos blocos, a principal modificação foi a divisão das bacias em
setores, que por sua vez foram divididos em um grid de tamanho pré-definido. Dessa forma, a
ANP buscou aplicar o conceito adotado no Mar do Norte e no Golfo do México, conhecido
como “células exploratórias”. O tamanho médio dos blocos, variável de acordo com a
latitude, é como segue abaixo:
• Bacias maduras terrestres: 30 km2;
• Bacias marítimas em lâmina d´água inferior a 400 m: 180 km2;
• Bacias marítimas em lâmina d´água superior a 400m: 720 km2.
Como adiantamos acima, a exemplo da segunda rodada, mais uma vez houve alteração
nas regras para o programa exploratório mínimo. Na quinta rodada, ele deixou de ser pré-
definido pela ANP e passou a ser proposto pelas empresas, como parte das ofertas. Nas
rodadas anteriores, se percebeu que a definição de uma percentagem obrigatória para
aquisição de bens e serviços de fornecedores nacionais esbarrava na capacidade de oferta
desses próprios fornecedores, ou seja, havia nas regras da concessão a obrigatoriedade de
obter mão-de-obra, equipamentos e serviços nacionais mas ainda não éramos capazes de
suprir a demanda que cresceu tão aceleradamente com o decorrer das licitações e da chegadas
dos novos agentes. A partir da quinta rodada, conhecendo-se melhor o potencial dos
fornecedores nacionais, foi possível definir os percentuais mínimos obrigatórios, eliminando
os máximos. Dessa forma, as porcentagens máximas apresentadas pelos concorrentes
contariam pontos para a aceitação de suas ofertas.
O bônus de assinatura teve seu peso reduzido de 85% para 30% permitindo o aumento
do peso do conteúdo local (de 15% para 40%) e do programa exploratório mínimo na
pontuação. Foram criados também na quinta rodada, pesos específicos para operações que
têm maior potencial de geração de empregos e de alavancagem das aquisições locais (Diário
de Notícias, 2005).
32
Até a quarta rodada de licitações, o número de blocos oferecido e arrematados estava na
faixa de vinte a cinquenta em cada etapa. Na quinta rodada foram oferecidos 654 blocos no
mar e 254 em terra, em nove bacias sedimentares abrangendo dez estados do País. Desse total,
foram arrematados 20 blocos em terra, 69 em águas rasas e 12 em águas profundas.
Conforme apresentado na Tabela 05 abaixo, surgiram as concessões dos primeiros
blocos na Bacia do Jequitinhonha (classificada como fronteira exploratória), todos obtidos
pela Petrobras.
Tabela 05: Concessão de blocos em bacia baianas na quinta rodada BACIA BLOCO Recôncavo REC-T-41
J-M-115 J-M-165 J-M-3 J-M-5
Jequitinhonha
J-M-63 Fonte: http//www.anp.gov.br
O total em bônus pago pela Petrobras na obtenção da concessão desses blocos chegou a
R$ 14,5 milhões destaque para o bloco J-M-115 com bônus pago de R$ 7,9 milhões. Esse
interesse em uma bacia de fronteira exploratória indica a existência de um bom potencial na
Bacia do Jequitinhonha e a necessidade de se estudar e conhecer as grandes bacias
sedimentares brasileiras.
5.7 Sexta Rodada
Na sexta rodada de licitações, seguindo o salto espantoso realizado na quinta rodada,
foram oferecidos 913 blocos em todo o país (dos quais 154 foram arrematados), de acordo
com os três modelos exploratórios descritos anteriormente:
33
• Bacias Maduras - blocos que buscam obter a retomada dos investimentos nas bacias
maduras terrestres, predominantemente para pequenas empresas. Nessa classificação estão os
blocos da bacia do Recôncavo.
• Bacias de Nova Fronteira, com objetivo de descobrir novas províncias petrolíferas. Aqui
estão listados os blocos das Bacias Camamu/Almada e Jequitinhonha.
• Bacias ou áreas de Elevado Potencial, com objetivo de garantir a sustentabilidade da auto-
suficiência nacional na produção de petróleo.
Em virtude de serem conhecidos os resultados exploratórios de blocos negociados em
rodadas anteriores, a disputa pelos blocos na sexta rodada foi bastante significativa. As
perspectivas se abriram para as empresas interessadas e foi grande o número de concessões
nas bacias sedimentares da Bahia.
O total em bônus pago pelas empresas na obtenção das concessões da sexta rodada
chegou a R$ 44,4 milhões. O pagamento mínimo somado de todos esses blocos definido no
edital totalizava R$ 7,57 milhões. A tabela 06 apresentada a seguir sumariza o resultado na
Bahia da sexta rodada de licitações.
Tabela 06 – Concessão de blocos em bacia baianas na sexta rodada
BACIA BLOCO EMPRESA VENCEDORA ÁGIO,%
CAL-M-120 Petrobrás 309CAL-M-122 Statoil 0,02CAL-M-186 Petrobras e Statoil 309CAL-M-188 Petrobrás 232CAL-M-3 Petrobras e Statoil 117CAL-M-58 Petrobras e Statoil 120
Camamu/Almada
CAL-M-60 Petrobras e Statoil 410
34
CAL-M-248 Petrobrás 1112
CAL-M-312 Petrobras, Epi. Gás International Serviços do Brasil LTDA, Queiroz Galvão Perfurações SA. 46
CAL-M-372 Petrobras, Epi. Gás International Serviços do Brasil LTDA, Queiroz Galvão Perfurações SA. 301
REC-T-23 W Washington Empreendimentos e Participações LTDA 35REC-T-32 W Washington Empreendimentos e Participações LTDA 35REC-T-42 Petrobrás 39900REC-T-51 W Washington Empreendimentos e Participações LTDA 35REC-T-71 Petroreconcavo 1100REC-T-139 W Washington Empreendimentos e Participações LTDA 26REC-T-150 Synergy Group Corp e PortSea Oil & Gas NL 1359REC-T-151 Petroreconcavo 50REC-T-163 Synergy Group Corp e PortSea Oil & Gas NL 1800REC-T-177 Synergy Group Corp e PortSea Oil & Gas NL 724REC-T-178 Starfish Oil & Gas SA 115REC-T-191 Synergy Group Corp e PortSea Oil & Gas NL 579REC-T-192 Starfish Oil & Gas SA 215REC-T-205 Starfish Oil & GAS e Petrobrás 6734REC-T-206 Starfish Oil & GAS e Petrobrás 3950REC-T-220 Starfish Oil & GAS 15REC-T-221 Starfish Oil & GAS e Petrobrás 6152REC-T-235 W Washington Empreendimentos e Participações LTDA 26
Recôncavo
REC-T-236 Starfish Oil & GAS e Petrobrás 3940J-M-59 Petrobras 1140Jequitinhonha J-M-61 Petrobras 3422
Fonte: http//www.anp.gov.br
Através da Tabela 07 abaixo, podemos verificar os resultados das concessões em cada
bacia sedimentar. Apresentamos os valores unitários dos bônus de assinatura para cada bloco,
definidos no edital de licitação e os valores pagos pelas empresas vencedoras.
Tabela 07: Total arrecadado em bônus na sexta rodada de licitação
BACIA
Nº DE BLOCOS
NEGOCIADOS
BÔNUS MÍNIMO
POR BLOCO (M R$)
TOTAL MÍNIMO (M R$)
TOTAL OBTIDO NA CONCESSÃO
(M R$)
EMPRESAS VENCEDORAS
Recôncavo 19 10 190 6.869 • W Washington Empreendimentos e Participações LTDA • Petrobras
35
• Petroreconcavo • Synergy Group Corp • PortSea Oil & Gas NL • Starfish Oil & Gas SA
Camamu/ Almada
10 700 7.000 27.682 • Petrobras • Statoil • Epi. Gás International Serviços do Brasil LTDA • Queiroz Galvão Perfurações SA
Jequitinhonha 2 200 400 9.525 • Petrobras
TOTAL 31 910 7.590 44.076 Fonte:www.anp.gov.br
É interessante verificar o ágio obtido nas concessões da sexta rodada, principalmente na
bacia do Recôncavo classificada como uma bacia madura. Nessa bacia, o bônus total pago por
todos os blocos foi 36 vezes maior que o total de bônus mínimo definido no edital. Ocorreram
diversos blocos com ágio de cerca de 6000% e um destaque especial para o poço REC-T42
com 39.900% de ágio.
A partir da apresentação desses resultados, faremos uma análise de todo o período entre
a primeira e sexta etapas verificando a evolução do processo licitatório em todo o País, a
expressiva mudança observada a partir da quinta rodada no que diz respeito à quantidade de
blocos ofertados e arrematados, e as tendências das atividades de exploração e produção de
petróleo e gás natural na Bahia, no que diz respeito à localização dos setores mais procurados
pelos concorrentes nas licitações.
Na Tabela 08 apresentamos a evolução do número de blocos oferecidos e concedidos
em todas as seis rodadas realizadas.
Tabela 08: Quantidade de blocos licitados e concedidos nas seis rodadas Brasil (incluindo a Bahia) Bahia Rodadas
Total de Blocos Total de Blocos Camamu- Recôncavo Jequitinhonha Total na
36
licitados Concedidos Almada Bahia 1 27 12 1 0 0 1 2 23 21 1 3 0 4 3 53 34 2 3 0 5 4 54 21 0 3 1 4 5 908 101 0 1 5 6 6 913 154 10 19 2 31
TOTAL 1978 343 14 29 8 51 Fonte:www.anp.gov.br
Com relação ao processo licitatório em nível nacional, notamos que houve uma
tendência crescente na quantidade de blocos oferecidos desde a primeira etapa, entretanto, o
surpreendente salto ocorrido na quinta etapa demonstra o sucesso das alterações do modelo
implantadas pelo atual governo a partir dessa rodada (alterações já apresentadas no item 5.6) e
a capacidade da ANP em corrigir as vulnerabilidades verificadas no processo licitatório e em
coordenar a abertura do monopólio de petróleo no Brasil. Além disso, podem também ter
contribuído para essa acelaração no processo, a oferta de novas áreas consideradas como de
alto potencial tanto na Região Norte como na costa da Região Nordeste. Devemos ressalvar
que, ao considerar as quantidades totais apresentadas na última linha da tabela 08, o total de
1978 blocos licitados deve ser interpretado com cautela, pois esse número pode considerar
blocos que foram concedidos em uma etapa e devolvidos posteriormente ou blocos que não
receberam ofertas e foram licitados novamente, isto é, pode totalizar blocos contados mais de
uma vez.
A média de blocos oferecidos na primeira e segunda rodadas era de 25 blocos/rodada
que se elevou para cerca de 53 blocos/rodada na terceira e quarta rodadas. Esse número saltou
surprendentemente para aproximadamente 910 blocos/rodada nas quinta e sexta rodadas. Da
mesma forma, a média de blocos arrematados (concedidos) até a quarta rodada era de 22
blocos/rodada que se elevou para aproximados 128 blocos/rodada nas duas últimas rodadas de
licitações. É importante ressaltar que só na quinta licitação foi concedido um número de
blocos 14,7 % maior que o total de todas as etapas anteriores. Podemos também recorrer à
figura 5.1 abaixo para verificar a mudança de patamar no processo de licitatório a partir da
quinta rodada.
37
Figura 5.1: Licitação e concessão de blocos no Brasil
Licitação e Concessão de Blocos no Brasil
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1 2 3 4 5 6Rodadas
Nº d
e B
loco
sBlocos Concedidos
Blocos licitados
Fonte:www.anp.gov.br
Com relação às ofertas e concessões em bacias sedimentares baianas, o processo
iniciou-se timidamente nas bacias Camamu-Almada e Recôncavo e apenas na quarta rodada
ocorreu a primeira concessão na bacia Jequitinhonha, conforme se verifica na figura 5.2.
Figura 5.2: Concessão de blocos na Bahia
38
Licitação e Concessão de Blocos no Brasil
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1 2 3 4 5 6Rodadas
Nº d
e B
loco
sRecôncavo
Camamu-Almada
Jequitinhonha
Fonte:www.anp.gov.br
No estado da Bahia, o salto na quantidade de blocos concedidos nas licitações ocoreu na
sexta etapa, quando foram arrematos 31 blocos, representando um aumento de cerca de 55 %
em relação ao somatório de conceções em todas as cinco etapas anteriores.
Observando esses dados sobre todas as licitações executadas desde 1998, verificamos
que o modelo de licitação se mostrou eficiente, porém como todo processo, ele também
passou por melhorias e as imperfeições foram corrigidas ao longo das rodadas dando maior
velocidade e transparência às licitações subsequentes. As principais melhorias realizadas se
referiam à agilidade na divulgação de documentos e alterações nas regras do contrato no que
dize respeito ao comprometimento de mão de obra e serviços nacionais assegurando a
participação da sociedade nesse processo, e ao desenvolvimento regional das áreas onde as
empresas se instalaram.
39
CAPÍTULO 6
RESULTADOS DAS ATIVIDADES EXPLORATÓRIAS
6.1 Uma breve avaliação do quadro nacional
Desde 1997 as estimativas do Produto Interno Bruto apontaram para o crescimento da
participação do setor de petróleo e gás natural, conforme apresentado na Tabela 09 abaixo.
Tabela 09 – Contribuição do setor do petróleo ao PIB do Brasil
ANO PIB da indústria do
petróleo a preços básicos (bilhões de reais)
% em relação ao PIB total
PIB do segmento de E&P de petróleo e gás natural (bilhões de reais)
1997 21,4 2,7 3,9 1998 25,1 3,1 2,2 1999 36,7 4,3 9,0 2000 51,5 5,3 20,8 2001 62,4 5,9 24,7 Fonte: Conjuntura & Informação, ANP, nº 23, 2003.
Apesar do PIB do petróleo ter crescido em todos os seus segmentos, é muito
significativo o aumento da participação do setor de exploração e produção de petróleo e gás
natural que partiu de 18,3 % em 1997 para 40% em 2001. Isso se atribui em parte à retenção
40
de blocos de exploração e aos cronogramas de desenvolvimento e de produção assumidos
pelas empresas privadas frente à ANP (CANELAS, 2005).
Com relação à produção de petróleo (incluindo condensado, óleos de xisto e líquido de
gás natural – LGN), em 1999 ela atingiu 1,2 milhão de barris por dia, um aumento de 12,7 %
em relação a 1998. Também em 1999, a participação da produção offshore representou 80%
do total produzido contra 77% em 1998. A produção de gás natural atingiu 12 bilhões de m3,
sendo 8 bilhões no mar e 4 bilhões em terra (ANP, 1999).
Com a entrada no mercado de novos agentes, surgiu a necessidade de aperfeiçoar os
mecanismos de apropriação da renda petrolífera. Para tanto, a arrecadação de royalties foi
aumentada de 5% para 10% e foram criados os bônus de assinatura, a participação especial e
o pagamento pela ocupação ou retenção da área. Com a reestruturação dos mecanismos
existentes e a criação de novos tributos, a arrecadação com a indústria do petróleo se elevou
de R$ 190 milhões em 1997 para R$ 2,1 bilhões em 2001.
A Petrobrás planeja em 2006 levar o Brasil à lista dos países auto-suficientes em
petróleo (BOSCO, 2002). Para tanto é esperadas a conclusão e entrada em operação de quatro
grandes projetos:
• Plataformas P-43 no campo de Barracuda na Bacia de Campos, com produção estimada de
150 mil barris/dia.
• Plataforma P-48 no campo de Caratinga na Bacia de Campos, com produção estimada de
150 mil barris/dia.
• Plataforma P-50 no campo de Albacora Leste na Bacia de Campos, com produção
estimada de 180 mil barris/dia.
• Plataforma P-34 no campo de Golfinho na Bacia do Espírito Santo, com produção
estimada de 100 mil barris/dia.
Além desses, outros projetos a serem implantados até 2010 irão elevar a produção
atual de 1,521 milhões de barris para 2,300 milhões de barris diários, com exportação de 550
mil barris.
41
Com relação à continuidade das licitações coordenadas pela ANP, foi lançada
oficialmente a Sétima Rodadada prevista para outubro de 2005 com destaque para as áreas
com maior potencial de produção de gás natural e áreas com jazidas que já foram devolvidas à
ANP. Para essa próxima rodada estão sendo avaliados blocos de 34 setores envolvendo 14
bacias incluindo todas as baianas. Além disso, dentre as licitações de áreas já devolvidas,
encontram-se jazidas da Bacia do Recôncavo. O cronograma da Sétima Rodada prevê a
publicação do pré-edital em abril de 2005 e a apresentação das ofertas em outubro de 2005.
6.2 Avaliação do cenário Baiano
A Bahia é o primeiro Estado a enfrentar o racionamento de gás natural no País. A
Bahiagás, companhia de distribuição local, não consegue atender à demanda industrial de 4,3
milhões de metros cúbicos por dia. A oferta disponível é de 3,5 milhões de metros cúbicos por
dia. Segundo Petronio Lerche, diretor-presidente da empresa, várias expansões foram
barradas pela companhia em razão da não garantia de suprimento. Um exemplo disso é o
recém concluído gasoduto para Feira de Santana onde há várias indústrias e postos de GNV
demandando gás sem que a companhia possa atender.
A previsão é que o problema seja resolvido apenas em 2006, nova data para início da
produção de gás no Campo de Manati, na Bacia de Camamu. Com o acréscimo de produção
de 4 milhões a 6 milhões de metros cúbicos por dia, a Bahiagás terá a capacidade necessária
para destravar o atual represamento, inclusive oferecer o lastro para as termoelétricas.
O exemplo da Bahia mostra como atrasos na definição de projetos pode comprometer o
aumento da oferta. "O campo de Manati foi descoberto em 2000; se a decisão de explorá-lo
tivesse sido tomada em 2001, a Bahia não teria de enfrentar um racionamento", diz Lerche.
Assim como o novo campo, a Bahia e toda a Região Nordeste anseiam pela definição
do trecho norte do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene) com 800 km em território baiano. O
projeto prevê a interligação da malha de gás de Cabiúnas (RJ) a Catu (BA), passando por
Vitória (ES), trazendo o gás da Bolívia e da Bacia de Santos para o Nordeste (FILHO, 2005).
42
O Campo de Manati é o projeto de maior importância para a auto-suficiência baiana,
por isso, apresentamos a seguir maiores detalhes sobre as atividades realizadas nesse campo
desde a sua descoberta.
Manati está situado na Bacia Camamu-Almada e foi descoberto em outubro de 2000
com reservas estimadas em 24 bilhões de m3 de gás natural. O campo está localizado no bloco
BCAM-40, que ficou retido pela Petrobrás na rodada zero. Para perfurar poços nesse campo,
a estatal se associou à Queiroz Galvão Perfurações e Petroserv. As pesquisas prosseguiram
até a data da devolução da área à ANP. Às vésperas da quarta rodada houve a descoberta de
um grande reservatório no bloco BCAM-40 – que viria a ser o campo de Manati – mas a
totalidade da área definida pelo bloco não havia sido pesquisada. Dessa forma, a Petrobás
teria direito de reter apenas a área vizinha ao campo onde ocorreu a descoberta e deveria
devolver todo o restante do bloco.
As demais áreas do antigo bloco BCAM-40 consituíram um novo lote, o bloco BM-
CAL-7 a ser licitado pela ANP na quarta rodada em 2001. As empresas Queiroz Galvão e
Petroserv entraram com uma liminar para reter toda a área original e impedir que o bloco
fosse concedido a novas concorrentes, prosseguindo com a exploração por mais três anos. A
ANP contestou a liminar alegando que apenas a Petrobrás poderia reter as áreas como
definido na rodada zero e esse dieito não cabia às suas sócias que eram empresas privadas. Ao
final, a Petrobrás assumiu a disputa ao lado das sócias e conseguiram manter sob sua
concessão toda a área original que compreende o reservatório descoberto no campo Manati.
Nesse campo a Petrobras perfurou sete poços em profundidade de 35 a 50 metros,
distantes 10 km da costa do município de Cairu e a 60 km em linha reta de Salvador. O
projeto Manati inclue uma plataforma fixa não habitada, cerca de 120 km de gasoduto e uma
unidade de processamento de gás natural (UPGN) em São Francisco do Conde.
O Estado da Bahia tem hoje uma demanda reprimida de 1,1 milhão de m3/dia suprida
pelo Estado de Sergipe. O consumo atual é de 6,4 milhões de m3, dos quais 2,0 milhões são da
própria Petrobrás. Os 4,4 milhões restantes são divididos entre consumo industrial (93%) no
43
Pólo Petroquímico de Camaçari e no Centro Industrial de Aratu, veicular (6%) e residencial
(1%) (BahiaGás, 2004).
Na Sétima rodada de licitações da ANP serão oferecidos 1.134 blocos exploratórios dos
quais 154 estão localizados na Bahia, sendo 137 em terra, na Bacia do Recôncavo, e 17 no
mar, nas Bacias de Camamu-Almada (9) e Jequitinhonha (8). A área desses blocos totaliza
15.307 km2.
A rodada vai oferecer oportunidades de negócios na Bahia para empresas de todos os
portes. Serão licitadas áreas marítimas localizadas em fronteiras exploratórias. Também serão
oferecidas 11 áreas com acumulações marginais: Araças Leste, Rio Una, Bom Lugar,
Jacarandá, Fazenda São Paulo, Pitanga, Gamboa, Jiribatuba, Morro do Barro, Sempre Viva e
Curral de Fora. Essas áreas exigem menor investimento para sua reativação e são destinadas
principalmente para pequenas e médias empresas.
Hoje, detêm concessão para exploração e produção de petróleo na Bahia grandes
empresas petrolíferas como Petrobras, El Paso, Statoil, e outras de menor porte, como as
brasileiras Petroserv, Queiroz Galvão, Marítima, Starfish, PetroRecôncavo e W. Washington.
De acordo com dados de produção de petróleo (terra e mar) de fevereiro de 2005, a Bahia
ocupa a terceira colocação entre os estados brasileiros, com 1,19 milhão de barris por mês,
ficando atrás apenas do Rio de Janeiro (34,4 milhões de barris) e Rio Grande do Norte (2,1
milhões de barris) (ANP, 2005).
A Queiroz Galvão estuda a perfuração de outros poços na Bacia Camamu-Almada e
levantamentos sísmicos na Bacia do Recôncavo, onde a Starfish deverá perfurar o primeiro
poço. A Petrorecôncavo que apenas operava poços da Petrobras irá também perfurar na Bacia
do Recôncavo e confirmou a viabilidade comercial do campo da Lagoa do Paulo. A Marítima
irá colocar em operação duas áreas descobertas também na Bacia do Recôncavo.
Verificamos os resultados na Bahia do processo inciado em 1995 com a aprovação da
Emenda Constitucional N° 09 que deu origem à restruturação da indústria nacional de
petróleo. A Bahia é a região onde nasceu essa indústria, mas desde 1970 estava colocada em
44
segundo plano devido ao ritmo de descobertas nas bacias do sudeste, para onde, natural e
justificadamente se deslocaram os esforços da Petrobrás. Nossa região se tornou uma área de
campos maduros, de baixa produção e sem atratividade comercial para uma empresa do porte
da Petrobrás.
As oportunidades geradas pela Lei do Petróleo e o modelo de licitação adotado
recolocaram a Bahia no cenário nacional e devido ao ambiente competitivo criado pela ANP,
a Petrobras retomou as pesquisas no Estado vindo a obter inúmeros resultados positivos,
dentre os quais de longe se destaca o Projeto Manati. Além dela, empresas de menor porte
tiveram a oportunidade de atuar no Estado fomentando o desenvolvimento de vários
municípios, posto que os parâmetros econômicos que indicam a inviabilidade de grandes
empresas operarem campos de baixa produção com o alto custo de sua infraestrutura não se
aplicam a empresas de menor porte, às quais essas atividades se motram bastante atrativas.
O crescimento da indústria do petróleo e gás traz uma série de benefícios às regiões
com bacias petrolíferas produtoras, tais como: refinarias, companhias de transporte e
distribuição e postos de combustíveis. O conteúdo nacional compulsório nos contratos de
concessão para exploração e produção é incentivo para a indústria nacional e local. A
obrigatoriedade do conteúdo local e a aplicação dos royalties repercutem na sociedade através
da geração de empregos e arrecadação de impostos e taxas. O Decreto 2.705/98 estabelece a
transferência direta de recursos para a região onde ocorre a extração, o refino e o transporte
da matéria-prima e derivados. Os recursos vêm na forma de bônus de assinatura, royalties,
participações especiais e pagamento pela ocupação ou retenção de área. Além disso, indústria
do petróleo e gás gera mão-de-obra qualificada, incentivos para a indústria nacional, renda,
desenvolvimento tecnológico e aumento de competitividade (MOREIRA, 2005).
O governo do estado da Bahia arrecadou R$ 129,6 milhões referentes a royalties em
2004. Os municípios baianos beneficiários de royalties receberam juntos, neste ano, R$ 87,8
milhões. Os municípios com maior arrecadação em 2004 foram Madre de Deus (R$ 16,8
milhões), Pojuca (R$ 14,2 milhões), São Francisco do Conde (R$ 12,8 milhões), Esplanada
(R$ 6,7 milhões) e Candeias (R$ 4,9 milhões) (FILHO, 2005).
A Tabela 10 apresenta um comparativo entre a arrecadação de impostos totalizando
ICMS, IPVA, ITD e outras taxas, no mês de julho dos anos de 1999 e 2005, de alguns
45
municípios baianos das bacias Camamu/Almada, Recôncavo e Jequitinhonha. Pode-se
observar um aumento significativo na arrecadação desses municípios motivado, dentre outros,
pelas mudanças ocorridas na indústria do petróleo e gás no estado.
Tabela 10 – Arrecadação de impostos e taxas em municípios baianos localizados nas Bacias Camamu/Almada, Recôncavo e Jequitinhonha.
Municípios Julho/99 Julho/05 Aumento (%)
Aumento (R$)
Camamu 91.862,00 359.362,00 291,2 267.500,00 Itacaré 4.469,00 33.324,00 645,7 28.855,00 Ituberá 60.073,00 493.313,00 721,2 433.240,00 Pres. Tanc. Neves 9.471,00 26.166,00 176,3 16.695,00 Valença 293.143,00 986.648,00 236,6 693.505,00 Alagoinhas 3.933.030,00 13.490.410,00 243,0 9.557.380,00 Araçás 6.170,00 15.298,00 147,9 9.128,00 Catu 1.333.579,00 6.496.222,00 387,1 5.162.643,00 Candeias 3.322.270,00 4.859.589,00 46,3 1.537.319,00 Esplanada 89.815,00 220.692,00 145,7 130.877,00 Madre de Deus 46.259,00 464.740,00 904,6 418.481,00 Pojuca 254.038,00 855.756,00 236,9 601.718,00 S.Franc.do Conde 55.141.715,00 117.196.095,00 112,5 62.054.380,00 S.Sebast.Passé 35.569,00 452.598,00 1172,5 417.029,00 Arataca 1.015,00 30.748,00 2929,4 29.733,00 Belmonte 14.781,00 63.980,00 332,9 49.199,00 Camacã 53.618,00 203.959,00 280,4 150.341,00 Canavieiras 27.515,00 99.693,00 262,3 72.178,00 Itapebi 7.831,00 46.956,00 499,6 39.125,00 Jussari 4.950,00 10.020,00 102,4 5.070,00 Camamu 91.862,00 359.362,00 291,2 267.500,00 Fonte: www.sefaz.gov.br
As Tabelas 11 e 12 são quadros comparativos da indústria do gás natural na Bahia entre
os anos de 1998 e 2003. O aumento de mais de 900% em royalties considerando Estado e
municípios não reflete um grande crescimento na produção de petróleo e gás no mesmo
período, visto que as atividades em desenvolvimento eram principalmente de exploração e
que os projetos para produção em campos comerciais ainda estão em fase de implantação.
Não obstante a essa consideração, todos os parâmetros avaliados apresentaram crescimento
no período com destaque para as reservas de gás no mar.
Tabela 11 – Comparativo da indústria do gás natural na Bahia nos anos 1998 e 2003
1998 2003 Variação (%)
Variação total (%)
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terra 40.359 24.035 -40,5 Reservas de gás natural (106 m3) mar 3.521 30.219 758,3
23,6
terra 1.573 1.947 23,8 N°de Poços de petróleo e GN mar 143 27 -81,1 15,0
associado 914 631 -30,9 Produção de gás natural (106 m3) não associado 1.028 1.535 49,32
11,5
Estado 12.433 114.993 825 Royalties (mil R$) municípios 6.679 79.644 1.092 918,4
Fonte: ANP/SDP e ANP/SPG.
Como se pode observar na Tabela 12, vem crescendo o número de proprietários de
terras beneficiados pela indústria do petróleo e gás bem como o montante recebido como
pagamento pelo uso da terra pelas empresas de exploração e produção.
Tabela 12 – Número de proprietários e pagamentos por uso da terra na Bahia nos anos de 1998 e 2003
1998 2003 Variação (%)
R$ 3.504.929 11.798.248 237 Pagamentos a proprietários de terras
N° de proprietários 129 307 138
Fonte: ANP/SPG.
Com o retorno das operações da Petrobras nas bacias terrestres baianas, o volume
atual de produção já superou a média de 2003, de 50,7 mil barris/dia, já refletindo a retomada
dos negócios. Nos últimos 4 anos, os investimentos da Petrobras no Estado cresceram 70% e
atingiram US$ 230,6 milhões em 2004. Com o projeto Manati, a construção do GASENE, de
novas unidades na Refinaria Landulfo Alves, de uma UPGN em Pojuca e de uma plataforma
em São Roque do Paraguaçu, os investimentos da Petrobras na Bahia atingirão US$ 3,5
bilhões nos próximos 5 anos (CTGAS, 2005).
Dessa forma verificamos que na Bacia do Recôncavo particularmente se observa com
maior intesidade o retorno das empresas do setor. Até mesmo a Petrobrás que havia se
distanciado dessa região se concentrando na Bacia de Campos retornou e divulgou já em 2004
a descoberta de petróleo em diversos blocos locais – juntamente com as demais operadoras
47
que se instalaram no Recôncavo – além de retomar as pesquisas para aumentar a recuperação
de áreas maduras.
Como impacto imediato da descoberta na região de Esplanada e Catu, já se verifica o
aumento da geração de emprego nessas localidades que foram destaque no cenário petrolífero
nacional na década de 1970. Está surgindo uma nova classe média rural surpreendida com
poços de petróleo jorrando literalmente eu seu quintal e obtendo até 1% da receita com a
venda desse óleo. Vale ressaltar que o pagamento pelo uso da terra para a produção de
petróleo no País gira em torno de R$ 6 milhões/mês, em uma média de quase R$ 6 mil por
propriedade. A partir da Tabela 12, estimamos um valor médio para cada propriedade na
Bahia de cerca de R$ 3.200,00/mês, no ano de 2003. Além de representar uma renda relevante
para pequenos proprietários, esse valor é atrelado ao preço do petróleo e vem subindo todos
os meses.
Quanto à Bacia Jequitinhonha, os dados obtidos não são tão atrativos quanto das
demais e sugerem que essa área pode ser extensão da Bacia do Espírito Santo, onde estão
sendo descobertos grandes campos de petróleo de boa qualidade. Entretanto, essa área se
consituiu em uma fronteira exploratória para onde maiores atenções estarão voltadas na
sétima rodada.
48
CAPÍTULO 7
CONCLUSÕES
Verificamos que o processo de licitações das bacias sedimentares brasileiras está em
pleno vigor e que desde 2001 estão surgindo os resultados das fases exploratórias das rodadas
executadas a partir de 1999.
Apesar da expressão “abertura do monopólio” ser amplamente divulgada, observamos
que esse fato não ocorreu em toda sua extensão. A Petrobras ainda lidera em quantidade de
área obtidas em concessão e a maioria das empresas estrangeira obteve concessões tendo a
Petrobras como sócia.
Dado o número de agentes que entraram no setor e com base nas informações
divulgadas de pedidos de prorrogação de prazos, devoluções de blocos, descobertas e
declarações de comercialidade, verificamos também que a ANP está sendo extremamente
demandada como reguladora e fiscalizadora desse processo iniciado em 1998 e para garantir
os objetivos declarados quando da sua criação em 1997, deve exercer plenamente seu papel
com total independência, apesar de que é preemente a necessidade de se criar o embasamento
legal para avaliação do desempenho da ANP bem como das demais agências reguladoras.
49
Com isso seria eliminada uma vulnerabilidade da criação do modelo inicial dessas agências e
se colocaria um fim na tendência do governo atual de transformar as agências reguladoras em
departamentos dos ministérios.
Os mecanismos de arrecadação criados para adequar a tributação à abertura do
mercado beneficiaram Estados, Municípios e a Pesquisa e Desenvolvimento aumentando o
conhecimento sobre as bacias sedimentares brasileiras. Isso provocou a maior participação da
sociedade na renda petrolífera, entretanto, o poder público deve atentar que esses ganhos são
oriundos da produção de uma riqueza exaurível e é fundamental que sejam convertidos em
investimentos voltados para fomentar o crescimento regional sustentado, reduzindo as
desigualdades sociais.
A criação de gado em Catu vem perdendo espaço para petroleiras criadas após o fim
do monopólio estatal como a W. Washington, PetroRecôncavo, Starfish, Queiroz Galvão e
Marítima. As duas primeiras já produzem óleo, em campos adquiridos da Petrobrás. A
Starfish já descobriu novas reservas. Na sexta rodada da ANP, o Recôncavo foi um dos
destaques com 19 áreas arrematadas e os bônus pagos com altíssimos ágios mostram que se
espera encontrar muito bom resultado nessa região.
A chegada de novas petroleiras nessas condições abriu oportunidades para prestadores
de serviços. Em 2001, um grupo de aposentados da Petrobrás abriu a Conterp, especializada
na recuperação de poços produtores, que presta consultoria aos novos concessionários. A
prefeitura comemora também a chegada da multinacional PWR, que também presta serviços
na perfuração de poços.
A retomada das atividades petrolíferas no Recôncavo Baiano traz a reboque a criação
de novos postos de trabalho, em uma região onde todo mundo trabalha ou conhece alguém
que trabalha no setor. As empresas que operam na bacia estão contratando profissionais de
nível técnico e superior para suportar o aumento de encomendas. A Petrobras pretende repor
seus quadros para a operação das novas instalações de gás natural que serão instaladas.
50
Na produção de gás natural, o destaque é para a bacia de Camamu/Almada,
caracterizada inicialmente como “fronteira tecnológica” e, devido às descobertas recentes, já
se acredita que pode se tornar uma nova província de petróleo e gás natural. É nela que se
localiza o Campo de Manati onde a Petrobrás também intensificou as atividades exploratórias
em 2004 e junto com a Queiroz Galvão, encontrou 24 bilhões de m3 de gás natural.
Como já se percebe, as expectativas de crescimento do Estado são bastante positivas.
Entretanto, a infra-estrutura deve ser garantida para não frustrar esse crescimento. No que diz
respeito à produção de óleo, como a indústria nacional já está bastante desenvolvida, acredita-
se que todo o potencial será bem aproveitado e iremos avançar em direção a auto-suficiência
como se prevê ainda na primeira década desse século.
Quanto à produção de gás, entretanto, a expectativa do setor industrial pode estar
comprometida pela vulnerabilidade na regulação do mercado que é responsabilidade da
agência estadual. A indústria petroquímica deseja a entrada em operação imediata do Campo
de Manati para suprir sua demanda de gás natural como combustível e matéria-prima.
Principalmente em virtude do foco da distribuidora de gás natural do Estado estar voltado
para a diversificação do mercado e ampliação do consumo doméstico e veicular. Apesar
desses últimos representarem apenas 7% do consumo total em 2004, qualquer aumento da
disponibilidade é representativo para a indústria. Essa necessidade se intensifica no momento
de alto preço do petróleo e conseqüente elevação do preço da nafta, a principal matéria-prima
do ramo petroquímico.
Diante da alta do petróleo e elevação dos preços da nafta, para a indústria
petroquímica fazer frente aos concorrentes internacionais e ter máximo aproveitamento do
aumento da demanda mundial por resinas termoplásticas e petroquímicos em geral, é
necessária a criação de alianças estratégicas que garantam o fonecimento de combustíveis e
matérias-primas a preços competitivos. O Campo de Manati é fundamental nesse aspecto
tanto para favorecer o crescimento das empresas do Pólo Petroquímico de Camaçari quanto
para favorecer a estratégia da Petrobras de voltar a participar da indústria petroquímica
nacional.
51
O presente estudo, por si só, não esgota e nem pretende esgotar o assunto pesquisado.
Diante do extenso levantamento apresentado e das discussões nele fundamentadas, apresenta-
se claro para nós que é imprescindível acompanhar o prosseguimento da abertura do
monopólio da indústria do petróleo e gás natural no Brasil verificando se a proposta e
objetivos da ANP estão sendo atingidos com ampla difusão social dos ganhos econômicos
obtidos conforme define o contrato de licitação. Também deve ser verificado o cumprimento
de todas as etapas dos contratos desde as fases exploratórias até a desativação das instalações
para devolução das áreas concedidas.
Além disso, também deve ser acompanhada e fiscalizada nos municípios onde se tem
encontrado reservas de óleo e gás em todo o Brasil, os indicadores sociais e econômicos tais
como: índice de analfabetismo, de saneamento básico, mortalidade infantil, leitos hospitalares
por habitantes, e outros, a fim de verificar o emprego dos royalties arrecadados nessas
localidades (e demais tributos advindos do crescimento das atividades relacionadas à indústria
do petróleo e gás natural) no desenvolvimento da infra-estrutura que favoreça o bem-estar
social da sua população, cujo objetivo entendemos ser o mais nobre a ser alcançado pelo
processo de a abertura do monopólio do petróleo no Brasil.
52
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
a) Leis, decretos e portarias
1. Lei 9.478/97, Lei do Petróleo
2. Decreto 2.455/98
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c) Artigos publicados em revistas
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11. Meia-Volta, Volver! Projeto das agências reguladoras não atende a objetivo real do
governo – nem do mercado, Veja, Ed.1822, Out. 2003.
12. JUNIOR, P., Retrocesso no Ar – No afã de controlar as agências reguladoras, o
governo vai baixar o torniquete orçamentário, Veja, Ed. 1801, Mai. 2003.
13. PATURY, F., Risco Privado, Veja, Ed. 1508, Ago. 1997.
14. SECCO, A., Dilma: Com Saudade do Brasil Estatal – Ministra critica agências criadas
para fiscalizar as prestadoras de serviços públicos, Veja, Ed. 1794, Mar. 2003.
d) Artigos publicados em informativos
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16. Brasil: 2º BID Round, Conjuntura & Informação, Agência Nacional do Petróleo,
Superintendência de Estudos Estratégicos, Nº 07, Out-Nov., 1999. II
17. Brasil: O setor de Petróleo e Gás Natural em Números, Conjuntura & Informação,
Agência Nacional do Petróleo, Superintendência de Estudos Estratégicos, Nº 09, Fev.,
1999.
18. Participações Governamentais na Lei do Petróleo, Conjuntura & Informação, Agência
Nacional do Petróleo, Superintendência de Estudos Estratégicos, Nº 10, Abr – Mai,
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20. Quinta Rodada de Licitações da ANP, Conjuntura & Informação, Agência Nacional
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21. Estimativa da Contribuição do Setor Petróleo ao PIB do Brasil, Conjuntura &
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22. A ANP Lança a Sétima Rodada de Licitações, Conjuntura & Informação, Agência
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