A dificuldade da indústria em identificar uma demanda fixa de conteúdo local de bens e serviços para a exploração do pré-sal pela Petrobras está levando o desempenho do Inova Petro 2, programa de inovação operado pelo BNDES e a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), a ficar abaixo do esperado. A segunda fase do programa completa seis meses com apenas R$ 470 milhões procurados pelas empresas.
Do total de 28 projetos inscritos, segundo informou o BNDES ao Broadcast, serviço em tempo real da Agência Estado, apenas 17 foram autorizados a formular um plano de negócios para acessar financiamento com juros subsidiados. Os recursos procurados não somam nem um terço do R$ 1,5 bilhão do Inova Petro 2 operado pelo banco estatal a pouco mais de um mês para o encerramento do prazo de inscrição de propostas (27 de agosto).
Em relação ao total de R$ 3 bilhões do programa operado pelo BNDES e a Finep, o desempenho de R$ 470 milhões representa apenas 13,9% do previsto para as três linhas de crédito criadas para o desenvolvimento de tecnologia de bens e serviços na cadeia produtiva do petróleo e gás natural, com apoio técnico da Petrobras. O crédito até agora liberado também está distante do executado na primeira versão do programa, lançado em 2012, que financiou 58 projetos, empenhando R$ 2,7 bilhões.
O desempenho modesto do programa em 2014, em meio a uma estimativa de investimentos no pré-sal de US$ 600 bilhões nas próximas três décadas, consolida a percepção do mercado de que o governo e a Petrobras falham em imprimir velocidade na instalação de um pátio fabril compatível com o desafio representado pelo pré-sal. “O que preocupa é que não há previsibilidade de demanda”, observa o sócio do Centro de Energia e Recursos Naturais da consultoria Ernst & Young, Carlos Assis. “A grande preocupação do mercado é a sobrecarga operacional da Petrobras, porque isso gera atrasos em projetos.”
De acordo com o executivo, o foco da Petrobras tem sido antecipar a exploração do primeiro óleo de campos no pré-sal para gerar caixa. Com isso, segundo Assis, o planejamento associado ao desenvolvimento de uma cadeia de fornecedores nacionais consistente tem sido deixado de lado. “O médio fornecedor, por exemplo, fica com medo de se endividar para investir sem essa previsibilidade, que tem de estar presente e acontecendo no horizonte de planejamento dos vários integrantes da cadeia”, conclui.
A falha no planejamento da cadeia é reconhecia pela própria Petrobras, ao comentar a resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que definiu a concessão direta de quatro novas áreas do pré-sal à estatal, sem licitação e sob o regime de partilha. O CNPE reduziu o porcentual de conteúdo local de bens e serviços exigidos para a exploração dos campos de Búzios, entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi. Em relação à cessão onerosa feita em 2010, na mesma região petrolífera, a redução varia entre seis e dez pontos porcentuais. A estatal classifica a mudança como “absolutamente coerente”, em resposta a questionamento do Broadcast.
Essa diminuição ocorreu depois que a presidente da estatal, Maria das Graças Foster, criticou o ritmo lento da indústria em acompanhar os investimentos da empresa e após 17 multas já aplicadas pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) por descumprimento, justamente, do uso mínimo de conteúdo local em concessões anteriores da Petrobras. Em março deste ano, Graça Foster afirmou, durante conversa com empresários da indústria naval, que o setor não consegue acompanhar o ritmo da estatal e que, por isso, a empresa não pretendia esperar sua evolução. A Petrobras, porém, garante que não pediu ao governo para reduzir os porcentuais dos novos campos.
A estatal, contudo, reconhece que os novos padrões de exigência de produtos nacionais para a exploração dos campos estão ajustados com “a potencialidade da indústria nacional de bens e serviços com base em certificados emitidos por empresas certificadoras acreditadas pela ANP”.
A ANP, por sua vez, alega que “não formula a política de conteúdo local” e que apenas “fiscaliza o cumprimento dos porcentuais que constam dos contratos” de concessão de blocos e campos. Desde que iniciou a fiscalização, em 2008, até março de 2014, a agência realizou 155 vistorias em empresas concessionárias de reservas de petróleo e gás natural. A agência aplicou, neste período, 41 multas por não cumprimento do conteúdo local – sendo 17 contra a Petrobras.
Conteúdo local
A diferença de conteúdo local exigido da cessão onerosa e da concessão partilhada está na comparação das curvas de produção. Na cessão onerosa, realizada para capitalizar a Petrobras com uma reserva de 5 bilhões de barris, o teor de nacionalidade dos equipamentos e serviços deve ser 65% para a fase de desenvolvimento da produção a partir de 2019. O modelo previa 37% de itens produzidos no País na fase de exploração, 55% na produção do primeiro óleo até 2016, 58% a partir da produção, entre 2017 e 2018, até os 65% no ano seguinte.
Já no modelo de partilha dos novos campos, a relação de componentes nacionais foi fixada em 55% para os módulos de desenvolvimento que iniciarem a produção até 2021 e 59%, a partir de 2022. Esses porcentuais valerão para os quatro campos da Bacia de Santos, que o governo decidiu ceder à estatal sem licitação, sob partilha na qual a Petrobras pagará R$ 2 bilhões em dinheiro na assinatura do contrato e outros R$ 13 bilhões em barris de petróleo até 2018.
A redução, segundo a estatal, está alinhada com o perfil da concessão do Campo de Libra – arrematado em novembro de 2013, em leilão da ANP, pelo consórcio formado por Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC. “Não há relação entre os índices de conteúdo local relativos às quatro áreas excedentes concedidas à Petrobras e os índices constantes na cláusula 8ª do contrato da cessão onerosa celebrado em 2010. São regimes diferentes. Para a situação atual, como o regime escolhido para a produção é o de partilha, adotou-se os índices aplicados ao modelo de partilha, o que é absolutamente coerente”, diz a empresa em nota.
O Ministério de Minas e Energia (MME) afirma, por meio de sua assessoria, que os novos porcentuais refletem o que é “tecnicamente” possível ao País. “Esses valores refletem, tecnicamente, o que se pode fazer no Brasil, considerando as especificidades das áreas do pré-sal”, diz.
