Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
Principal alvo das petroleiras atuantes no país nas últimas semanas, o trecho da MP (Medida Provisória) 1.304 que alterava o cálculo do PRP (Preço de Referência do Petróleo) e aumentaria o volume de royalties pagos foi vetado pelo presidente Lula, no que vem sendo encarado como importante vitória do setor em meio à conjuntura de queda das cotações internacionais do petróleo e após reveses políticos, como a taxação temporária das exportações em 2023, no início do governo.
Superado esse ponto considerado mais crítico do chamado “jabuti do gás” na MP do Setor Elétrico, as petroleiras vão voltar suas baterias para a limitação do nível de reinjeção de gás natural em reservatórios pelo CNPE (Conselho Nacional de Política Energética), dispositivo preservado no texto sancionado pelo presidente Lula.
Embora contrarie o interesse da indústria, a questão do limite à reinjeção era vista por executivos ouvidos pela Agência iNFRA como um “mal menor” na redação da MP que saiu do Congresso Nacional. Isso porque ainda terá de ser regulamentada, o que dá tempo à discussão; só vai afetar projetos futuros, sem impacto na receita corrente; e será de difícil execução pelo CNPE.
A reinjeção de gás é uma técnica da indústria de óleo e gás para aumentar a pressão dentro dos reservatórios e facilitar a produção de óleo. Na leitura do MME (Ministério de Minas e Energia), haveria injeção excessiva com fins puramente comerciais, e sua limitação forçaria maior escoamento e gás para a costa, barateando a molécula para grandes consumidores industriais. Projetos ricos em gás, como o de Bacalhau, operado pela Equinor, e Gato do Mato, desenvolvido pela Shell, seriam exemplos de alvo da medida.
Bola da vez
O diretor executivo de Exploração e Produção do IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis), Claudio Nunes, afirma que o dispositivo traz “alguma preocupação”. “Agora o que está em jogo é uma questão mais técnica, ligada a equações complexas, que variam para cada reservatório. Nem é tanto de segurança jurídica [como era o PRP], porque não afeta projetos em produção, só os futuros”, diz Nunes.
“Se o CNPE não postergar essa definição para o momento da aprovação dos planos de desenvolvimento dos campos na ANP, vai ser altamente desestimulante para as empresas participarem dos leilões”, continua Nunes.
Um executivo de petroleira multinacional falou à Agência iNFRA no mesmo sentido, deixando claro que o pleito do setor será transferir a atribuição dada ao CNPE para a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). “Essa é uma legislação que terá de ser testada, para ver se tem praticidade. Mas a princípio não faz sentido essa instância [CNPE] definir uma questão tão técnica quanto essa. O fórum adequado é a ANP, no momento da aprovação do plano estratégico”, afirma o executivo.
Dentro da ANP, o entendimento é de que o CNPE terá “dificuldade” para chegar a um teto percentual para a reinjeção em novos projetos. “Não há informação técnica suficiente para isso”, diz uma fonte com conhecimento do assunto, mesmo crítica a dimensão que a reinjeção de gás tomou no Brasil. Outra fonte é ainda mais enfática: “Isso pode acabar virando letra morta”.
Um advogado que trabalhou na análise da MP para uma das partes, e por isso não quis se identificar, afirma que há, de fato, uma limitação técnica no CNPE para tratar do assunto, mas admite que a estratégia das empresas vai ser reivindicar a ANP como instância responsável pelo tema a fim de proteger o ímpeto do governo de fazer política energética.
“Deixar isso com o CNPE, coloca a limitação da reinjeção numa esfera mais política e menos técnica, de aumentar a produção de gás, quase que como um subsídio cruzado implícito do petróleo. É uma opção legítima de política energética. Se ficar só no escopo da ANP, esse movimento perde força”, diz o advogado.
Em nota oficial publicada na terça-feira (25), o IBP saudou a manutenção do modelo de PRP vigente, calculado pela ANP e disse que a prerrogativa dada ao CNPE, de limitar a reinjeção, “requer debate”.
“Essa limitação [de reinjeção] pode reduzir a produção de petróleo e a recuperação das reservas, afetando a rentabilidade dos campos e, consequentemente, diminuindo a arrecadação de royalties e participações especiais para a União, Estados e Municípios”, destacou o instituto.
Gasodutos
O governo também vetou o trecho da MP 1.304 que permitia o uso de recursos do Fundo Social por linhas de crédito reembolsáveis voltadas à construção de infraestruturas de gás natural, como gasodutos de escoamento e transporte, e UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural).
Na justificativa ao veto, o governo argumentou que “ao alocar recursos em operações de crédito direcionadas a agentes privados, o dispositivo descaracteriza finalidades originalmente atribuídas ao Fundo Social”, casos de saúde e educação.
Encabeçado pelo Ministério da Fazenda, o veto contrariou, mais uma vez, os interesses privados de interiorização de gasodutos, movimento antieconômico que tem buscado se arvorar em políticas públicas nos últimos anos, como no jabuti das térmicas da lei de privatização da antiga Eletrobras.
Sócia da área de Energia do Veirano Advogados, Lívia Amorim afirma que o dispositivo não endereçava pontos cegos na expansão da malha de gasodutos de transporte, como o risco de demanda de novas estruturas. “Era uma garantia de risco de crédito, mas que não endereçava questões essenciais sobre a viabilidade da expansão, principalmente o risco de demanda”, diz.
Infraestruturas de gás
Ponto relevante excluído do texto ainda no Congresso, a definição pelo CNPE das tarifas de acesso às infraestruturas de escoamento e processamento para o gás da União no pré-sal é encarada dentro do governo como uma derrota.
Fosse avalizado pela lei, e baseado em nota técnica da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), o MME, via CNPE, poderia reduzir em 74% essas tarifas, reduzindo o valor então praticado pelas empresas donas das instalações – Petrobras, Shell, Repsol e Galp – de US$ 8,58 para US$ 2,23 por milhão de BTU.
“Essa foi mais uma queda de braço vencida pela Petrobras e suas sócias”, disse uma fonte que participou das tratativas. O desfecho vai depender, agora, de uma definição da ANP que, conforme previsto na Nova Lei do Gás, deverá regulamentar o acesso negociado de terceiros aos gasodutos submarinos e UPGNs, como os da Petrobras e suas sócias no Sudeste, em processo regulatório ainda não iniciado.
