Fonte: Elaboração própria, com dados do BDEP. Conjuntamente à intensificação da produção de petróleo pela Bacia de Campos, também se vê (Mapa 16) uma expansão das atividades de exploração nas suas bacias vizinhas, do Espírito Santo e Santos, com o intuito de se encontrar acumulações semelhantes. Todavia, durante esse período, as perfurações realizadas em formações geológicas e profundidades semelhantes não redundaram em grandes descobertas, somente algumas acumulações de petróleo na Bacia do Espírito Santo, e de gás natural na Bacia de Santos, como as do campo de Lagosta e Merluza,
atualmente em produção. Profundidades maiores não foram tentadas nesse momento em razão de limitações técnicas, elevados riscos, mas principalmente por falta de estudos mais aprofundados, dado o escasso volume de informações sobre as bacias, principalmente a de Santos.
Apesar das significativas mudanças normativas, que, como foi dito, permitiram diversas empresas nacionais e internacionais iniciarem suas atividades de exploração e produção no território brasileiro, a Petrobras continuou a ser a principal empresa operadora dos blocos de exploração em todas as bacias sedimentares. Como pode se observar na Tabela 8, a empresa estatal figura como operadora da maioria dos blocos da Bacia de Santos licitados sob regime de concessão, e em outra grande parte atua como parte de um consórcio.
Por um lado, a presença da Petrobras nos consórcios era fundamental para as empresas privadas, sobretudo estrangeiras, dado o conhecimento acumulado que a estatal tinha sobre as bacia brasileiras, ainda que muitos dados ainda se mostravam muito obsoletos e escassos, sobretudo sobre as formações geológicas abaixo da espessa camada de sal da Bacia de Santos (Machado, 2018). Por outro, isso permitiu que os estudos sobre essa bacia avançassem, em especial nas camadas pré-sal, além de potencializar os avanços técnicos de exploração e produção da empresa estatal.
Tabela 8. Blocos da Bacia de Santos sob regime de concessão.
Fonte: elaboração própria, com dados de ANP. *empresa operadora do bloco.
Rodadas – Ano Bloco Empresas vencedoras
Rodada 1 – 1999
BM-S-2 Texaco*
BM-S-3 Amerada Hess* (45%); Kerr-McGee (30%); Petrobras (25%)
BM-S-4 Agip*
Rodada 2 – 2000
BM-S-10 Petrobras* (50%); BG (25%); Chevron (25%)
BM-S-11 Petrobras* (65%); BG (25%); Petrogol (10%)
BM-S-7 Chevron* (65%); Petrobras (35%)
BM-S-8 Petrobras* (50%); Shell (40%); Petrogol (10%)
BM-S-9 Petrobras* (45%); BG (30%); YPF (25%)
Rodada 3 – 2001
BM-S-12 Petrobras* (70%); Queiroz Galvão (30%)
BM-S-17 Petrobras* (50%); Enterprise (25%); Statoil (25%)
BM-S-21 Petrobras* (80%); Petrogol (20%)
BM-S-24 Petrobras* (100%)
BM-S-19 Repsol YPF* (50%); Enterprise (25%) Statoil (25%)
BM-S-22 Amerada Hess* (80%); Ocean (20%)
BM-S-13 El Paso* (100%)
BM-S-14 Wintershall* (100%)
BM-S-15 Maersk* (100%)
Rodada 4 – 2002 BM-S-29BM-S-31 Maersk Olie OG Gas AS* (100%)*Shell Brasil (100%)
Rodada 5 – 2003
Petrobras* (100%)
S-M-610 Maersk AS* (100%)
S-M-611 Maersk AS* (60%); Petrobras (40%)
S-M-1031 Newfield* (100%)
Rodada 6 – 2004
S-M-166; (237; 239; 324; 415; 417) Petrobras (100%)*
S-M-170 Shell (40%)*; Repsol (25%); Petrobras (35%)
S-M-172 Petrobras (75%)*; Repsol Sinopec (25%)
S-M-320; S-M-322 Petrobras (60%)*; Shell (40%)
S-M-330 Petrobras (75%)*; Repsol Sinopec (25%)
Rodada 7 – 2005
S-M-729; (405; 790; 1226) Petrobras (100%)*
S-M-508 Petrobras (60%)*; BG Energy (40%)
S-M-623 Petrobras (60%)*; Repsol YPF (20%); BG Energy (20%)
S-M-619 Petrobras (60%)*; Repsol YPF (40%)
S-M-616; (617; 670; 673; 674; 675; 728; 789; 506) Repsol YPF (100%)*
S-M-518 Shell (100%)*
S-M-615 S-M-672 BG Energy (50%)*; Repsol YPF (50%)
Rodada 9 – 2007
S-M-613 Petrobras (100%)*
S-M-791; S-M-792 Petrobras (40%)*; Maersk (30%); CVRD (30%) S-M-1162; S-M-1163 Petrobras (60%)*; Queiroz Galvão (20%); Petrogal (20%)
S-M-1476 Petrobras (70%)*; Ecopetrol (30%)
S-M-1227 Petrobras (60%)*; Queiroz Galvão (20%); Petrogal (20%)
S-M-731 Petrobras (60%)*; CVRD (40%)
S-M-225 SHB (60%)*; Petrobras (40%)
S-M-226; S-M-268; S-M-270; S-M-314 OGX (100%)*
S-M-1037; (1102; 1165; 1166; 1101) Karoon (100%)*
S-M-1035; S-M-1100; S-M-1036 Panoro Energy (50%)*; Brasoil (50%)
S-M-1413 Ongc (100%)*
Rodada 14 – 2017 S-M-1537 Karoon (100%)*
Rodada 15 – 2017 S-M-536; S-M-647S-M-764 Chevron (40%)*; Wintershall Holding (20%); Repsol (40%)ExxonMobil Brasil (64%)*; QPI Brasil (36%) S-M-1352; (1354; 1356; 1358; 1478; 1480; 1482; 449; 500;
501; 502; 554; 555; 556; 557; 558; 612; 1288; 1289; 1290; 1351; 1410; 1411; 1414; 1472; 1473; 1477; 1533; 1534;
As descobertas das grandes reservas de petróleo em camadas pré-sal e a busca pela retomada do controle do Estado (2006-2015)
Dentre todos os blocos da Bacia de Santos que foram licitados sob o regime de concessão, os que se mostram fundamentais para as descobertas dos reservatórios do pré-sal foram leiloados na Rodada 2, em 2000: BM-S-8, BM-S-9, BM- S-10, e o BM-S-11. A partir desses blocos, foram aprofundados os estudos dos dados de sísmica já obtidos e entregues às empresas consorciadas por ocasião do leilão, principalmente à Petrobras, como operadora. Com base nesses intensos e longos estudos, foram descobertas as primeiras acumulações do Pré-sal, a partir da perfuração do poço 1-RJS-628A, realizada entre os anos de 2005 e 2006, localizado no bloco BM-S-11, que posteriormente derivou nos campos de Tupi, Iracema, Carioca e Guará (Machado, 2018).
Apesar das certezas sobre a existência das reservas localizadas abaixo da camada de sal da Bacia de Santos terem sido elevadas em razão desses estudos, os riscos que envolviam a perfuração do poço pioneiro desses blocos eram elevados. Como já apresentado no Capítulo 1 da presente tese, isso deriva dos grandes desafios tecnológicos que o ambiente, a profundidade da lâmina d’água e o tamanho e características da camada de sal impõem. Além disso, tal operação envolvia elevados custos, o que demandava ainda maiores investimento por parte das empresas dos consórcios responsáveis pelos blocos, em especial a Petrobras.
Gráfico 8. Volume de investimentos da Petrobras (1996-2014) por setor de atuação da empresa.
Fonte: elaboração própria, com dados de Petrobras. O crescimento dos investimentos demandados por essas operações pode ser observado no Gráfico 8, tanto no montante empregado em todos os setores da empresa como no segmento de exploração e produção (E&P). Após o volume total desses investimentos se manter praticamente estagnado durante seis anos, entre 1996 e 2001, ele passa a expressar um crescimento moderado a partir de 2002, alcançando a cifra aproximada de US$ 20000,00 milhões em 2006, sendo um pouco menos da metade desse valor somente em E&P.
Após a confirmação da existência de significativas reservas de petróleo abaixo da camada de sal, além de sua viabilidade econômica, em razão das propriedades que o óleo apresenta, o governo federal solicita a suspensão da oitava rodada de licitações, que ocorreria no ano de 2006. Isso foi feito com o intuito de buscar preservar outros blocos localizados nas bacias de Santos e Campos, sobre a
área que se estendia a camada de sal, e que seriam postos para leilão. Desse modo, a ANP volta a colocar em leilão blocos localizados na Bacia de Santos na Rodada 9, em 2007, ainda sob regime de concessão, como pode ser visto na Tabela 8. Porém, todos esses se localizavam fora da área do Pré-sal, onde somente os blocos já licitados continuam sendo explorados, com o intuito de melhor estimar os volumes desses reservatórios.
Apesar da imprecisão com relação à quantidade de petróleo recuperável dessas reservas, ou seja, óleo capaz de ser explorado; entre os geólogos e geofísicos se mostrava como consenso que essas províncias continham quantidades enormes de petróleo e gás natural. Isso fez com que ela fosse classificada como descoberta mais relevante para a indústria do petróleo nas últimas décadas, colocando o Brasil dentre os países com maiores reservas do mundo (Sauer, 2016), como mostra o Gráfico 9. Em razão desse sucesso exploratório do Pré-sal, em 2009, o Poder Executivo Federal lançou e encaminhou para o Congresso Nacional a proposta de um novo marco legal, que após intensas disputas, em 2010 deu origem à lei que estabelece um novo regime de exploração no Brasil: a Partilha da Produção (Lima, 2011).
Gráfico 9. Parcela de reservas provadas por países (2017)
Fonte: elaboração própria, com dados de BP. Maiores detalhes sobre esse novo modelo regulatório de exploração e produção de petróleo serão discutidos no subcapítulo seguinte. No entanto, cabe destacar neste momento que, além de estabelecer novas formas de cooperação entre os agentes no CEP do petróleo no território nacional, a Lei da Partilha, como ficou popularmente conhecida a lei 12.351, de 2010, também delimita a área onde tal modelo regulatório irá vigorar84, disso deriva o “polígono do Pré-sal”, como pode ser
observado no Mapa 17. Nessa área se localiza o bloco de Libra, que foi o primeiro a ser licitado sob o regime de Partilha, tendo vencido em 2013 o leilão o consórcio de empresas formado pela Petrobras 10% (mais 30% em razão de cláusulas da lei de
84 Também estabelece que tal regime de exploração pode ser empregado em outras “áreas estratégicas”, no entanto, não precisa nenhuma área específica onde elas se localizariam.
partilha); a anglo-holandesa Shell 20%; a francesa Total (20%); e as chinesas CNPC (10%) e CNOOC (10%).