O diretor presidente da Mineropar, Eduardo Salamuni, alertou nesta terça-feira (20), durante palestra sobre o Pré-Sal, na reunião da Escola de Governo, que as empresas paranaenses precisam investir em tecnologia para se preparar para o fornecimento de bens e serviços à Petrobrás, em decorrência da riqueza que o petróleo e/ou gás natural gerarão ao país. “Mesmo que o Paraná não venha a ser beneficiado com os royalties do Pré-Sal, as empresas poderão oferecer seus bens e serviços à Petrobras, gerando emprego e renda no Estado”, afirmou. Segundo ele, o parque industrial paranaense ainda tem de 10 a 15 anos para investir em tecnologia.
Segundo Salamuni, a expectativa é saber com exatidão se a camada do Pré-Sal no domínio marítimo paranaense é produtor de petróleo e/ou gás natural e em escala comercial. Segundo pesquisas atuais da Petrobras, a camada do Pré-Sal da Bacia de Santos localizada no Paraná tem um grande potencial para a produção de gás natural. Ela abrange também São Paulo e Santa Catarina. Além da Bacia de Santos, há a camada de Pré-sal na Bacia de Campos, sendo que a maior parte dela está localizada no Estado do Rio de Janeiro, e a outra parte no Espírito Santo.
O Paraná enfrenta também o problema da disputa pelo domínio territorial marítimo com Santa Catarina no Supremo Tribunal Federal. “Se o STF decidir por Santa Catarina, o Paraná perde uma porção substancial de seu domínio e isso refletirá futuramente se houver possibilidade de jazida de petróleo e/ou gás natural em nosso Estado”, alertou Salamuni.
Dificuldades
De acordo com a Petrobras, “o Pré-Sal na Geologia do Petróleo no Brasil é de uma unidade de rocha reservatório de composição calcária ligada a ações microbianas (os microbiolitos), posicionada sob espessa camada de sal localizada na porção distal das bacias de Santos e Campos; subjacentes a ela estão as rochas geradoras, folhelhos ricos em matéria orgânica acumulados na fase lacustre. A camada de sal funciona com um selo. Tem-se neste caso, um exemplo ideal para a acumulação de óleo e gás natural, com o contato direto da rocha geradora com reservatório e este recoberto por sal, um dos selos eficientes”.
A Petrobras tem hoje algumas dificuldades de exploração na camada do Pré-Sal do ponto de vista técnico, explicou Salamuni. A distância da Costa Marítima onde existe o Pré-Sal é de 150 a 300 quilômetros, considerada muito longa e cara para o transporte do petróleo e/ou gás natural.
Outra dificuldade é lâmina de água, cuja profundidade para se chegar ao solo do oceano é de 2.000 metros. Há ainda as grandes pressões que as rochas provocam nas paredes do Pré-Sal e as elevadas temperaturas da área. São cinco mil metros de profundidade para se atingir a camada petrolífera.
No entanto, apesar dessas dificuldades, Salamuni destacou que a tecnologia utilizada pela Petrobras na camada do Pré-Sal é a melhor dentre as maiores petrolíferas do mundo. Os principais testes de campo no Pré-sal já foram iniciados pela Petrobras. Na Bacia de Campos, alguns postos de petróleo devem entrar em operação no máximo em três anos. Na Bacia de Santos, a Petrobras perfurou 16 poços com sucesso. No total, a Companhia perfurou 31 poços nesta Bacia e obteve 67% de sucesso. A média mundial de êxito nas perfurações de petróleo é de 15%.
Geopolítica
Durante sua apresentação na Escola de Governo, o presidente da Mineropar abordou também a questão da geopolítica no contexto mundial. Segundo Salamuni, o petróleo é uma commodity “extremamente importante” e está se tornando cara demais. “Vamos precisar de muito investimento para achar novas reservas petrolíferas”, afirmou.
Atualmente, o Planeta consome 86 milhões de barris por dia. Em 2030, a demanda será de 106 milhões barris/dia. “Acontece que a produção está em declínio; em 2030, o Planeta terá capacidade de produzir apenas 31 milhões barris de petróleo por dia, gerando um déficit de 70%, caso não haja outras descobertas de jazidas petrolíferas no mundo tão importantes quanto o Pré-Sal”, alertou Salamuni.
Outro problema apontado pelo presidente da Mineropar é a maneira como funcionam os modelos de exploração de concessão ou partilha. O Brasil utiliza hoje o modelo de concessão. “É bom para o quadro atual, mas com as perspectivas futuras de grandes reservas é melhor adotar o modelo de partilhas”, avalia.
No modelo de partilha, a União é detentora da maior parte da propriedade do petróleo e a iniciativa privada de uma pequena parte. É o caso da Venezuela, onde o Estado detém 95% do petróleo e as empresas 5%. Hoje, oito dos maiores países produtores mundiais de petróleo adotam o modelo de partilha e apenas dois utilizam o sistema misto (uma parte é partilha e a outra, concessão).
O modelo de concessão promove um leilão inicialmente e a empresa concessionária que vencê-lo torna-se proprietária da reserva de petróleo e/ou gás natural. Neste caso, as empresas têm de pagar bônus e royalties.
No Brasil, está em estudo a mudança da Lei 9478/97. Existem quatro propostas de mudança para a Lei do Petróleo. Uma delas modifica o Marco Regulatório que trata da partilha e da concessão. O deputado federal Ibsen Pinheiro (PMDB/RS) tem uma proposta de emenda que modifica a distribuição de royalties do petróleo e cria um fundo de participação especial aos municípios e a todos os estados (50% para os municípios e 50% aos Estados). Atualmente os estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo recebem a maioria dos royalties. Dentre esses três estados, o Rio de Janeiro é o que leva a maior parte.
Outra proposta de mudança da Lei do Petróleo é a criação de um Fundo Social para ser aplicado em projetos com esta finalidade para a Nação. Há também a proposta de criação da Petrosal, uma empresa que geraria os contratos de partilha com a condição de a Petrobras continuar sendo a grande operadora. E uma outra proposta de mudança pretende promover a capitalização da Petrobras com o objetivo da Companhia ter condições financeiras de investir no Pré-Sal.