DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL, MEIO AMBIENTE E A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO: PROPOSTA PARA CAMPOS MARGINAIS E MADUROS Pedro Barbosa Mantovani Batista 1, Hirdan Katarina de Medeiros Costa 2, Emilson Silva 3, Edmilson Moutinho dos Santos 4 1, 2, 3, 4 Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (PPGE/USP). E-mail para contato: hirdan@usp.br 3 Universidade de Alberta, Canadá Escola Politécnica da USP. Resumo Este trabalho teve como objetivo geral analisar as dificuldades enfrentadas pelas pequenas e médias empresas produtoras de petróleo ao tentar entrar no mercado de produção onshore na bacia potiguar, especificamente, nos campos marginais e maduros. A produção dos campos marginais e maduros brasileiros é demasiadamente insignificante em relação aos campos offshore da bacia de Campos. Contudo, o desenvolvimento desses campos em áreas como o Rio Grande do Norte produz riqueza e geração de emprego na região. Portanto, a premissa da pesquisa se baseia na importância de criar modelos de desenvolvimento desses tipos de acumulação e relacioná-los à proteção do meio ambiente da região beneficiária. A metodologia consistiu em revisão literatura e no levantamento de dados referentes aos valores de royalties recebidos pela área de produção onshore no estado do Rio Grande do Norte. A partir do reconhecimento das demandas ambientais da região estudada e com os valores de royalties direcionados para região, o trabalho propõe um modelo de desenvolvimento desses tipos de acumulações com foco na proteção do ambiente local. Palavras-chave: desenvolvimento sustentável, campos maduros e marginais, proteção ao meio ambiente.
Abstract This work aims to analyze the difficulties faced by small and medium-sized oil companies when trying to enter the onshore market in the Potiguar basin, specifically on marginal and mature fields. The production of Brazilian marginal and mature fields is too insignificant in relation to the offshore fields in the Campos basin. However, the development of these fields in areas such as Rio Grande do Norte produces wealth and employment generation. Therefore, the premise of the research is based on import to create development models of these types of accumulation and relate them to the environmental protection of the region. The methodology consisted of literature review and survey of data on royalties received by onshore production area in the state of Rio Grande do Norte. From the recognition of the environmental demands of the studied region and the amount of royalties received, the paper proposes a model of development of these types of accumulations focusing on the local environment protection. Keywords: Sustainable development, mature fields, environmental protection. 1. INTRODUÇÃO As atividades da indústria de petróleo no Brasil se concentram na exploração e produção offshore, onde a Petrobras detém a concessão dos grandes campos de petróleo e, principalmente com as novas descobertas da camada pré-sal, grande parte dos investimentos da estatal brasileira é direcionada a esta produção em águas profundas e ultra profundas. Além dos campos offshore brasileiros, há um grande potencial de produção de petróleo nos campos marginais e maduros localizados no nordeste do Brasil, principalmente nas regiões onshore (ZAMITH e SANTOS, 2007). São campos que demandam menores investimentos e tecnologia menos sofisticada e ainda assim apresentam elevada atratividade a empresas de pequeno e médio porte. Contudo, o ritmo das atividades não é suficiente para sustentar uma massa crítica de operadores independentes em todas as áreas correlatas (ZAMITH e SANTOS, 2007). A escassez de investimentos e baixa produção nos campos marginais e maduros brasileiros ocorrem devido, além da falta de interesse dos investidores de grande porte, a
excessiva concentração das atividades na empresa Petrobras. A empresa estatal é responsável por produzir mais de 98% de todo o petróleo onshore do Rio Grande do Norte. A Petrobras, desde sua criação na década de 50, foi a responsável por praticamente todas as atividades do petróleo no Brasil. Ainda nos dias de hoje, a Petrobras é responsável pela produção de 92% da produção nacional de petróleo e gás natural (ANP, 2015). Em relação aos campos localizados em bacias maduras terrestres, a Petrobras em agosto de 2015 produziu 159,0 mil barris de petróleo por dia, enquanto outras operadoras não Petrobras produziram apenas 4,0 mil barris por dia (ANP, 2015). Somente em 2014, foi destinado ao estado do Rio Grande do Norte um total de R$ 275.422.000,00 em royalties (ANP, 2014). A produção dos campos marginais brasileiros é demasiadamente insignificante em relação aos campos offshore da bacia de Campos. A maioria dos poços da bacia de campos chega a produzir mais de 30 mil barris de petróleo por dia (ANP, 2015). A Petrobras atualmente possui uma produção em torno de 2 milhões de barris diários. Os esforços que os campos marginais exigem da Petrobras são proporcionalmente muito grandes em relação ao volume produzido. Desta forma, a empresa devolver as áreas produtivas do Rio Grande do Norte e liberá-las para produtores independentes, pode ser benéfico para todos envolvidos. Primeiro, os produtores teriam mais oferta de campos e possivelmente ampliariam a produção dos campos marginais. Em segundo lugar, a Petrobras deixando de gastar esforços e recursos para manter a região poderia se beneficiar ao alocar mais de seus recursos em seu plano de negócios e na extração de petróleo em campos offshore. Por fim, ampliando a produção no RN, são mais royalties gerados para o Estado e consequentemente, o aumento da arrecadação a partir de royalties pode ser benéfico para a população local, elevando os níveis dos indicadores sociais, assim como possibilitando um maior esforço financeiro na proteção do meio ambiente local. Diante dessas considerações, além do objetivo geral de analisar as dificuldades enfrentadas pelas pequenas e médias empresas produtoras de petróleo ao tentar entrar no mercado de produção onshore na bacia potiguar, o artigo pretende apontar os indicadores econômicos e sociais da região estudada e propor um modelo de desenvolvimento desses tipos de acumulações com foco na proteção do ambiente local.
Para tanto, no item 2 são apontadas as principais barreiras enfrentadas pelas pequenas e médias empresas produtoras de petróleo na bacia potiguar. No tópico 3, são descritas as características dos campos petrolíferos da região estudada, bem como são analisados os indicadores econômicos e sociais. E, finalmente, no item 4 são traçadas as considerações sobre a proteção ambiental no desenvolvimento das acumulações marginais e maduras com foco no espaçamento do desenvolvimento territorial. 2. BARREIRAS ENFRENTADAS PELAS PEQUENAS E MÉDIAS EMPRESAS DE PETRÓLEO NA BACIA POTIGUAR De acordo com Matos (2010), não há parâmetros jurídicos seguros para equiparação de empresas concessionárias operadoras em áreas inativas com acumulações marginais e tipologias de micro, pequenas e médias empresas. O estímulo da concorrência das áreas com acumulações marginais, ainda de acordo com Siqueira (2010), também deve ser praticado, com processos licitatórios simplificados e que excluam os grandes produtores e viabilizem a participação de várias empresas e maior concorrência. Siqueira (2010), ainda, sugere a redução na cobrança de royalties nestes campos, tanto pelo declínio produtivo que lhes é peculiar, quanto pelo menor porte dos empreendedores responsáveis por operá-los. O percentual padrão atual, de 10%, distância os investimentos de pequenos produtores. No âmbito ambiental, muitos investimentos e empreendimentos são perdidos em fase da demora e insuficiência do sistema licenciatório ambiental (BEZERRA, 2008). Com base no trabalho de Bezerra (2008), há diversos empecilhos no que trata o licenciamento ambiental dos campos de petróleo. O passivo ambiental de áreas petrolíferas dotadas de campos maduros é outro tema que gera amplas preocupações para os pequenos e médios empreendedores. Os contratos de concessões exigem que os concessionários reparem danos ambientais destes campos. Contudo, ao se considerar os passivos ambientais decorrentes de operações do passado, estes podem onerar e dificultar a execução dos deveres de licenciamento e reparação ambiental pelos novos concessionários (SIQUEIRA, 2010). O tópico 3 descreve o estudo de caso da pesquisa, com o intuito de possibilitar o conhecimento do território em análise e possíveis soluções para as barreiras ambientais.
3. ESTUDO DE CASO: RESERVAS DE PETRÓLEO DO RIO GRANDE DO NORTE O Rio Grande do Norte é o estado do Brasil que possui a maior quantidade de reservas provadas no Brasil. São 246 milhões de barris de petróleo em terra no estado, de acordo com a ANP. O número de reservas totais do estado chega a 335 milhões de barris. Estes números mostram a importância que a atividade petrolífera pode ter, uma vez que esta exploração no local pode elevar índices socioeconômicos do Estado. 3.1 Aspectos econômicos dos municípios do RN A área do petróleo Potiguar está localizada na parte noroeste do Estado do Rio Grande do Norte sendo composta por 15 (quinze) municípios, sendo eles: Açu, Alto do Rodrigues, Apodi, Areia Branca, Caraúbas, Carnaubais, Felipe Guerra, Gov. Dix-Sept Rosado, Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto do Mangue, Serra do Mel e Upanema. Esta região representa 24,8% do PIB do estado do RN e uma de suas principais atividades econômicas é a exploração e produção de petróleo e gás natural. Mossoró, maior município da região em destaque com 259.815 habitantes, é a segunda cidade mais populosa do RN e também é a cidade que mais produz petróleo em terra do Brasil (FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO ESTADO DO RIO GRANDE DO NORTE, 2013). Mossoró é o município que mais se destaca dentre os produtores de petróleo, com Índice de desenvolvimento humano municipal (IDH-M) de 0,73, considerado alto. Os demais municípios possuem IDH-M piores, abaixo da média brasileira de 0,72 (PNUD, 2015). 3.1.1 Renda dos municípios e parcela de royalties Desde 1997, a Lei do Petróleo definiu 4 formas de participações governamentais nas rendas do petróleo, sendo o bônus de assinatura, royalties, participação especial e pagamento pela retenção de área. Das quatro modalidades de participação governamental nas rendas do petróleo, os royalties e a participação especial são entendidas como compensações financeiras e são diretamente destinadas aos municípios e estados produtores. As demais formas de participação governamental são retidas pela União e agência reguladora, ANP. Os royalties são entendidos como um pagamento de uma renda destinada aos municípios produtores em virtude da propriedade de um fator de produção não reproduzível. Paga-se também royalty decorrente a uma indenização pelos impactos negativos gerados
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 AGRENER GD 2015 pela produção o de petróleo, tanto de ordem ambiental quanto socioeconômica. As alíquotas cobradas variam de 0% a 40%, dependendo do volume da produção, da localização do campo e do tempo de produção do campo. Já os municípios não produtores são beneficiados indiretamente com a produção de petróleo brasileira através do Fundo de Participação dos municípios. Parte substancial dos impostos federais recolhidos, e isto incluem os royalties e demais parcelas das rendas do petróleo, são recolhidos aos cofres do Tesouro Nacional. Por força de dispositivos da Constituição Federal, há uma parcela deste Fundo previamente destinada aos Estados, Distrito Federal e aos municípios. A partir dos índices de qualidade de vida e desenvolvimento humano dos municípios do RN e a comparação dos valores referentes aos municípios produtores e não produtores é possível concluir que há um maior desenvolvimento e um perfil socioeconômico mais elevado nos municípios onde há a atividade de produção de petróleo. Em todos os indicadores analisados, os municípios produtores na média estão mais bem classificados do que os municípios não produtores. Tal fato pode ser justificado com a compensação financeira que os municípios obtêm com a produção de petróleo. Ainda utilizando dados de (PNUD, 2015), verifica-se que uma grande parcela das receitas dos municípios produtores, que possuem melhores indicadores socioeconômicos, vem de royalties (Figura 1). 35.00% 30.00% 25.00% 20.00% 15.00% 10.00% 5.00% 0.00% Não produtores Produtores 2015. Figura 1: Percentual de royalties nas receitas dos municípios. Fonte: Inforoyalties, Ao longo dos últimos 15 anos, os repasses através de royalties e compensações financeiras aos municípios produtores representaram mais de 15% das receitas, podendo chegar ao ano de 2003, a mais de 28% das receitas. A partir dos dados apresentados, é
possível fazer uma relação direta entra a obtenção das rendas do petróleo pelos municípios e a elevação de indicadores sociais. Dos 15 municípios produtores, apenas um tem IDH-M maior que 0,693, enquanto 10 municípios ficam abaixo de 0,624 (Figura 2). A média brasileira é de 0,727, o que mostra que os municípios em questão possuem um grande déficit de desenvolvimento humano. Figura 2: Índice de desenvolvimento Humano Municipal. Fonte: PNUD, 2010 Figura 3: IDHM dos municípios produtores. Fonte: PNUD, 2010 Como se pode verificar, grande parte dos municípios da região produtora de petróleo do RN está situada na faixa de IDH-M considerado médio (Figura 3). Incentivar a produção de petróleo e gás natural na região, portanto, é direcionar mais royalties e renda para estes municípios, podendo gerar riqueza que permita a evolução destes números.
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS: PROPOSTA DE UM MODELO DE PROTEÇÃO AMBIENTAL NOS CAMPOS MARGINAIS E MADUROS Como vem sido sustentado por vários autores, entre eles (FERREIRA, 2009), o segmento dos campos marginais tem se tornado um meio de promoção do desenvolvimento socioeconômico, da distribuição de renda e da melhoria da qualidade de vida em municípios do interior do País, principalmente no Nordeste. São vários locais que dependem desta renda para a manutenção de diversos serviços públicos como manutenção de estradas, bancos, energia elétrica etc. Coincidência ou não, os campos marginais abandonados ou de pouca produtividade do Brasil estão localizados em áreas isoladas e de baixo IDH. A atividade desta natureza tem o potencial de alavancar a indústria fornecedora e a economia regional. Ainda segundo (FERREIRA, 2009), o prolongamento da vida de projetos e aumento da produção é uma grande oportunidade para empresas pequenas, que podem operar estes projetos de forma mais rentável. Além do baixo risco exploratório, estas empresas possuem custos operacionais mais baixos, o que viabiliza a continuidade da produção nestes campos marginais. A destinação dos royalties vinculada aos direitos fundamentais permite a aproximação dos objetivos múltiplos do desenvolvimento territorial, pois é no âmbito do território que se assiste à necessidade de efetivação desses direitos, dentre eles, a proteção ao meio ambiente. O artigo 5º da Constituição Federal (CF) trata do direito à vida enquanto direito fundamental e prescreve no seu 2º que direitos e garantias expressos nessa constituição não excluem outros decorrentes do regime e dos princípios por ela adotados. Em seguida, o artigo 225 da CF garante direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, portanto, a proteção ambiental é princípio e norma Constitucional. Diante dessas considerações, a proposta da pesquisa se pauta no desenvolvimento da produção onshore em campos marginais e maduros direcionado para a proteção ambiental. Nesse sentido, entende-se o maior aproveitamento possível dos poços de petróleo dentro do interesse público pautado na máxima recuperação. O modelo de desenvolvimento de campos marginais e maduros dentro dessa realidade deve abarcar uma regulação que promova (i) a competitividade e a entrada de outras empresas; (ii) máxima
recuperação do poço (iii) a rentabilidade das concessionárias; e (iv) a simplificação do procedimento de licenciamento ambiental. A competitividade e a entrada de outras empresas já foi bastante discutida e se baseia, sobretudo, na diminuição da participação da Petrobras nesses tipos de campos. Também, quanto à rentabilidade das concessionárias, destaca-se que produção de campos marginais é interessante para pequenos produtores uma vez que estes projetos são de baixo retorno, com VPL da ordem de US$ 80 mil e produção de aproximadamente 20 bbl/dia. A recuperação avançada de petróleo em poços de petróleo, técnica para otimizar o aproveitamento do campo, funciona tanto com a injeção de componentes para aumentar a pressão do reservatório, quanto com a injeção de produtos químicos no que permitem aumentar a mobilidade do óleo dentro do reservatório, melhorando a eficiência da extração e aumentando os volumes extraídos. Tal técnica pode ser muito bem realizada pelas pequenas e médias empresas produtoras, o que colabora com a proteção ambiental. Estima-se que um modesto incremento de 1% no fator de recuperação dos campos maduros brasileiros tem o potencial de incorporar volumes de até 150 milhões de barris nas reservas de petróleo (Câmara, 2002). Não se justifica por parte das grandes empresas como a Petrobras, direcionar esforços em recursos humanos e equipamentos para projetos de tais dimensões. O custo operacional das grandes empresas é muito grande, inviabilizando projetos em poços marginais. Tais fatos justificam a criação de políticas para fomentar o desenvolvimento da produção de petróleo nos campos marginais em regiões com baixo IDH. Atualmente, como é tratado em Passeggi (2010), é imprescindível que se reflita sobre uma regulação específica para os campos maduros e marginais, a fim de reduzir as desigualdades regionais e sociais nas regiões do interior do Brasil. Tal regulação específica deve ser refletida na simplificação dos estudos ambientais, com a classificação dessas atividades nos temos da Resolução Conama 237/1997, sem descuidar da proteção ambiental e dos benefícios da atividade para a comunidade local. A Resolução Conama 237/1997, no art. 12, parágrafo primeiro, prevê possibilidade de procedimentos simplificados para as atividades e empreendimentos de pequeno potencial de impacto ambiental, que deverão ser aprovados pelos respectivos Conselhos de Meio Ambiente. Com isso, padrões para agilizar e simplificar deverão ser institucionalizados.
Procedimentos escolhidos devem implementar os planos e programas voluntários de gestão ambiental, com a melhoria contínua e o aprimoramento do desempenho ambiental. O parágrafo segundo do art. 12 admite um único processo de licenciamento ambiental para pequenos empreendimentos ou para aqueles integrantes de planos de desenvolvimento aprovados, previamente, pelo órgão governamental competente, desde que definida a responsabilidade legal pelo conjunto de empreendimentos ou atividades. A Resolução Conama 237/1997, ainda, possibilita outros instrumentos específicos, como: relatório ambiental, plano e projeto de controle ambiental, relatório ambiental preliminar, diagnóstico ambiental, plano de manejo, plano de recuperação de área degradada e análise preliminar de risco. Assim, entende-se que uma regulação específica deve simplificar o procedimento de licenciamento dos campos marginais e maduros, além de prever regras que deixem claro de quem pertence passivo ambiental decorrentes de operações do passado. 5. REFERÊNCIAS CONAMA. Resolução 237, de 1997. Disponível em: http://www.mma.gov.br/port/conama/res/res97/res23797.html. Acesso em: novembro de 2014.FERREIRA, D. F. Produção de petróleo e gás em campos marginais. Campinas: Komedi, 2009. MATOS, F. L. D. Aspectos jurídicos da inserção de pequenas e médias empresas na indústria do petróleo. Natal: Edufrn, 2010. PASSEGGI, A. V. B. S. O princípio constitucional da redução das desigualdades regionais e os campos maduro-marginais de petróleo: aspectos regulatórios e fiscais. Natal: Edufrn, 2010. SIQUEIRA, M. D. O fomento aos campos maduros de petróleo e o desenvolvimento: uma análise jurídico-constitucional. Natal: Edufrn, 2010. ZAMITH, R.; SANTOS, E. M. D. Atividades onshore no Brasil. [S.l.]: Annablume, 2007. BEZERRA, L. C. Mecanismo de aceleração para o licenciamento ambiental aplicado às fases de exploração e produção de petróleo e gás natural. [S.l.]. 2008. FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO ESTADO DO RIO GRANDE DO NORTE. Região de Mossoró. [S.l.]. 2013