Petrobras: 50 anos

Descobertas feitas no cinqüentenário ajudam companhia a alcançar mais cedo a meta da auto-suficiência, além de ampliar a oferta de óleo leve

Química e Derivados: Petrobras: Getúlio Vargas com óleo baiano na mão; abaixo o pioneiro Oscar Cordeiro.
Getúlio Vargas com óleo baiano na mão; abaixo o pioneiro Oscar Cordeiro.

Até abril do próximo ano, a Petrobrás concluirá a revisão do planejamento plurianual, com metas ajustadas para 2008, incluindo duas novidades: as recentes descobertas de óleo leve no litoral dos Estados do Espírito Santo e de São Paulo, neste caso também com gás natural. Essas descobertas ainda em fase de comprovação, somadas aos novos campos de Jubarte e Cachalote, na Bacia de Campos-RJ, podem agregar 6,6 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) às reservas da companhia, um passo importante para garantir a auto-suficiência nacional a partir de 2006.

Suprir totalmente a demanda nacional de petróleo e derivados tem sido o objetivo da Petrobrás desde a sua fundação há 50 anos, com a sanção do presidente Getúlio Vargas à Lei 2004, em 3 de outubro de 1953.

Na época, a produção nacional de 2.700 barris por dia (bpd) atendia a 27% do consumo brasileiro, de 137 mil bpd. O óleo nacional era produzido principalmente nos campos da Bahia, que entraram em operação comercial a partir de 1941, por iniciativa do Conselho Nacional do Petróleo, criado em 1938 pelo mesmo presidente, na fase ditatorial do Estado Novo.

A demanda brasileira atual situa-se por volta de 1,8 milhão de bpd, com produção nacional prevista para este ano de 1,6 milhão de bpd. “No Plano estratégico da companhia, revisado em abril deste ano, já se trabalha com a previsão de demanda interna de 2,7 milhões de boe (óleo + gás) em 2007, que exigiria a produção local de 2,2 milhões de bpd de petróleo, além do material obtido nas operações internacionais”, afirmou o gerente-executivo de exploração e produção (E&P) corporativo Francisco Nepomuceno Filho.

Química e Derivados: Petrobras: oscar_cordeiro.
Oscar Cordeiro

O anúncio das descobertas no Espírito Santo ocorreu depois da revisão do plano e foi comemorada pela empresa. “Esses novos campos ampliam nossas reservas de 11 bilhões para 17,6 bilhões de boe, e poderão antecipar a meta da autossuficiência para 2006”, informou. Por enquanto, fica mantida a previsão de investimentos de US$ 29,2 bilhões de toda a companhia, entre 2003 e 2007. A área de exploração e produção exigirá US$ 22,4 bilhões, US$ 3,85 bilhões aplicados em 2003. “O cronograma está sendo cumprido”, confirmou.

A empresa opera dentro de um plano estratégico de longo prazo, que estabelece diretrizes e metas para períodos de dez a quinze anos. Como, a cada ano, acontecem alterações de oferta (descobertas, interrupções ou acidentes) e de demanda (mudança de perfil de consumo, alterações quantitativas e outras), é preciso promover ajustes, objetos das revisões anuais, que respeitam as bases de longo prazo e miram os objetivos de médio alcance (cinco anos). Todas as áreas da companhia participam das revisões, pois as mudanças precisam ser harmônicas. Não haveria sentido em ampliar a produção de óleo sem a correspondente ampliação e adaptação do parque de refino, por exemplo.

Além da importância quantitativa das novas descobertas, Nepomuceno salienta dois aspectos delas derivados. O óleo agora encontrado é classificado como leve, ou seja, é pouco viscoso, com 41º API. Para se ter uma idéia, a produção brasileira de petróleo tem viscosidade média de 24º API. A Bacia de Campos tem média de 22º API, com poços apresentando óleos de 17º API. Os óleos pesados exigem injeção de água para evitar a perda de pressão dos poços e bombeamento intensivo no fundo do mar para elevá-los até as plataformas. Além disso, a completação dos poços exige revestimento, para evitar problemas com a areia. “Óleos mais leves são mais fáceis de retirar, e os poços acabam sendo mais produtivos”, explicou o gerente-executivo. Como exemplo, ele citou o campo ES-123, onde um poço vertical oferece 25 mil bpd de óleo leve.

Espera-se que a perfuração na horizontal dobre a produção. Segundo o executivo, um bom poço de óleo pesado em águas profundas retira 40 mil bpd.

Química e Derivados: Petrobras: Nepomuceno - gás de Santos é de fácil aproveitamento.
Nepomuceno – gás de Santos é de fácil aproveitamento.

A vantagem econômica é óbvia: óleos pesados valem, em média, US$ 3 a menos por barril do que o tipo-padrão leve Brent. “Já o óleo leve do Espírito Santo vale US$ 2 a mais que o Brent”, afirmou. O ganho por barril, portanto, é de US$ 5.

A outra vantagem das novas descobertas foi o desenvolvimento de novos modelos geológicos. O petróleo e o gás natural ocorrem em diversas formações sedimentares, originárias de períodos geológicos e condições diferentes. Existem várias técnicas para levantamento de dados de campo, mas esses dados precisam ser interpretados corretamente para evitar perfurações dispendiosas e infrutíferas. “Já tínhamos modelos geológicos desenvolvidos para a área da Bacia de Campos, onde existem óleos do rift, depressão ocupada por um lago formada há milhões de anos, quando a África e a atual América do Sul se separaram”, explicou Nepomuceno. Com base em mais de vinte anos de pesquisa e exploração, esse modelo já estava ajustado para aquela região. “Mas a Bacia do Espírito Santo é de outro período geológico, são óleos formados a partir de ambientes marinhos, que exigiram novas pesquisas para a definição do modelo”, comentou.

O conhecimento assim adquirido permitirá identificar outras regiões promissoras para a produção petroleira. “Tecnologicamente falando é fantástico, abre muitas possibilidades de descobertas”, disse. Com isso, no futuro será possível distribuir a produção de óleo para outras regiões do País, hoje concentrada na Bacia de Campos (1,3 milhão de bpd), tornando o Brasil mais atraente para investimentos.

Química e Derivados: Petrobras: Café Filho recebe amostra de petróleo.
Café Filho recebe amostra de petróleo.

Como resultado das novas descobertas, o gerente-executivo de E&P espera modificações importantes no plano estratégico a anunciar em 2004. “Com certeza, investimentos para a obtenção de óleo leve e gás natural serão priorizados”, afirmou. A explicação é simples: as refinarias brasileiras não conseguem processar o óleo pesado nacional, exigindo mistura com leves, atualmente importados. A Petrobrás já exporta petróleo pesado, mas importa os leves. Caso a produção destes aumente, será possível reduzir as importações, com alívio da balança comercial. Isso quer dizer que algumas das plataformas ainda a licitar possivelmente serão deslocadas da Bacia de Campos, local originalmente previsto para instalação, para o Espírito Santo e Santos.

Novas exigências – A meta de produção prevista para 2005 sofreu uma redução de 4% na revisão de planejamento de 2003, por causa de atrasos ocorridos nos projetos P-43 (Barracuda), P-48 (Caratinga) e P-50 (Albacora Leste). Segundo Nepomuceno, o desvio de 4% é aceitável, em face da magnitude das encomendas. Já as plataformas P-51 (Marlim Sul) e P-52 (Roncador), para 180 mil bpd, estão atrasadas, mas não afetaram a meta de 2005, podendo, talvez, apresentar algum impacto nos anos subseqüentes. Ambas ficaram famosas durante a campanha eleitoral do ano passado. O então candidato Lula atacou o modelo de licitação, que contemplava baixos índices de nacionalização, inferiores a 40%, assumindo como meta de governo a exigência de maior conteúdo nacional em projetos de grande envergadura. A licitação da P-51 foi anulada, e a da P-52 foi vencida pelo consórcio Fels Setal/Technip, com valor renegociado para US$ 768 milhões, mas ainda depende de aceitação final.

Química e Derivados: Petrobras: petrobras_grafico.“A Petrobrás tem interesse em desenvolver no Brasil uma cadeia completa de suprimentos, tanto por razões estratégicas, como para ajudar a desenvolver o País”, explicou Nepomuceno. O conteúdo mínimo nacional dos projetos passou para 65%, com a possibilidade de ampliação nos próximos anos. “Estamos abertos para cooperação tecnológica com qualquer empresa, de qualquer origem”, disse, apoiado no histórico da companhia que sempre apoiou a indústria local.

Embora seja uma empresa de capital misto, público e privado, a Petrobrás precisa seguir algumas diretrizes de governo. As licitações públicas são exigência legal, por exemplo. Como maior acionista, o Estado brasileiro pode impor algumas exigências, como o índice de nacionalização. No governo passado, a prioridade era concedida para o retorno financeiro dos projetos, o que favoreceu a adoção de regimes de contratos nas linhas turn key e até BOT (built, operate and transfer). Essas modalidades não foram descartadas na nova administração, mas passaram a ser encaradas de forma crítica. “A companhia tem um compromisso sério com segurança, meio ambiente e saúde, que impõe um controle mais rígido de todos os contratos”, afirmou. Como exemplo, ele citou o fato de a companhia exigir que todas as suas prestadoras de serviços contratem planos de saúde para os respectivos trabalhadores.

Um problema ainda a resolver é a definição de conteúdo nacional. A atividade petroleira possui algumas características peculiares. Nepomuceno cita o fato de a maioria das sondas ser alugada junto a supridores internacionais, a exemplo do que todas as empresas de petróleo de mundo praticam. “Uma sonda alugada deve ser encarada como conteúdo local ou não?”, questiona.

Existe também a necessidade de ampliar a participação do gás natural na matriz energética nacional. O País já possui um contrato de fornecimento com a Bolívia que pode chegar a 24 mil m³/dia e descobriu novas reservas em Santos. “Essas reservas estão próximas da costa, e podem ser exploradas com baixo custo”, afirmou. Para ele, é preciso desenvolver o consumo do gás e também as operações industriais, por meio das quais é possível obter produtos de maior valor.

As novas descobertas chegam em momento muito oportuno. Nepomuceno explica que o consumo de gás, óleo e derivados abate anualmente 10% de todas as reservas mundiais, exigindo reposição. “O ideal para cada companhia é contar com reservas para 50 anos, pelo menos, exigindo esforços constantes”, informou. O gerente critica a classificação do petróleo como commodity pura.

“Trata-se de um produto estratégico, com muitas e importantes implicações”, considerou. As maiores reservas mundiais hoje estão localizadas na Rússia e no Oriente Médio. Na Rússia, o clima prejudica o desenvolvimento da produção, além das dificuldades políticas internas – recentemente, o dono da maior produtora de petróleo foi preso, e a companhia confiscada pelo governo russo.

Já o Oriente Médio, desde a invasão do Iraque pelos americanos, vive momentos de grande tensão política. “Nesse panorama, a abertura de novas áreas, em regiões menos conflituosas, é muito bem-vinda”, comentou.

Além dos poços em alto-mar, uma especialidade da Petrobrás, que chega a perfurar abaixo de 1,8 mil metros da superfície do Atlântico (o campo de Roncador tem poço sob 1.886 m de lâmina d’água), a empresa aponta como área promissora a Bacia Amazônica. Em terra firme, embora isolada pela Floresta Tropical, já são retirados do campo de Urucu 60 mil bpd, de excelente qualidade, com 43ºAPI.

O Nordeste brasileiro, região produtora de petróleo mais antiga do País, oferece 104 mil bpd distribuídos pelo Estados de Bahia, Sergipe e Alagoas. “Nos últimos cinco anos, a produção cresceu 10 mil bpd”, afirmou Nepomuceno. Isso foi conseguido por meio da aplicação de técnicas de recuperação suplementar, como a injeção de gás, água, CO2 e polímeros, na Bahia, e de gás, água e vapor na Unidade de Negócios de Sergipe/Bahia. Também está em andamento a campanha de fraturamento de poços e a instalação de novas unidades de processamento de gás natural (UPGN) para produzir líquido de gás natural (LGN) e o conseqüente fracionamento em GLP, com destaque para a recente inauguração da UPGN-Pilar (Alagoas).

Química e Derivados: Petrobras: Plataforma P-26 opera na Bacia de Campos.
Plataforma P-26 opera na Bacia de Campos.

Em 2002, a produção cresceu 14% sobre o ano anterior, com média diária de 1.551.200 barris de petróleo no Brasil, além de 35 mil no exterior. Considerando também a produção de gás, o volume chegou a 1,83 milhão de bpd (média).

Influência tributária – A possibilidade de deslocar equipamentos da Bacia de Campos para o Espírito Santo é justificada pela necessidade de ampliar a produção de óleos leves. Além disso, a mudança pode ser incentivada pela aplicação de duas recentes leis estaduais fluminenses, que ampliam o recolhimento de ICMS sobre derivados de petróleo e também sobre equipamentos usados nessa indústria.

“As leis Valentim e Noel provocarão aumento de tributos tanto pelo lado do investimento, quanto pelo da comercialização do óleo”, comentou Eloi Fernández y Fernández, diretor-geral da Organização da Indústria do Petróleo (Onip), entidade que congrega todos os segmentos da cadeia produtiva de gás e petróleo, incluindo fornecedores de equipamentos e serviços. Embora ressalte que ainda não esteja definido o impacto desses tributos no setor, certamente eles afetarão a lógica dos investimentos. “Há um fator de incerteza sobre a atividade petroleira, que é a aplicação do ICMS”, afirmou.

A fim de incentivar investimentos na atividade, o governo federal passado instituiu o Repetro, um regime diferenciado para essas operações, dado o alto risco e a importância social e econômica. “Alguns Estados objetam que a lei federal não pode afetar tributos estaduais e passaram a cobrá-los novamente”, comentou. Cada Estado adota regras diferentes.

Fernández salienta que a atividade petroleira tem características e riscos próprios. Indústria de capital intensivo, com resultados de longo prazo – entre os leilões de venda de bloco de exploração promovidos pela ANP e o início da produção há um intervalo de oito anos, pelo menos – a existência de planejamento meticuloso é fundamental. “Os blocos arrematados estão sendo desenvolvidos nos mesmos prazos que eram previstos pela Petrobrás, em alguns deles até há parceria com a estatal”, afirmou. É o caso do campo de Bijupirá-Salema, arrematado pela Enterprise, depois repassado para a Shell, em parceira com a Petrobrás. “Esse campo iniciou produção em agosto”, comentou.

No campo do Frade também associação com a Chevron e a Texaco.

Desde o começo do ano, a Onip, em conjunto com a Petrobrás e o Ministério de Minas e Energia, promove o levantamento de informações de modo a elaborar um quadro de necessidades de materiais e serviços a curto, médio e longo prazo. “Com essa distribuição cronológica e quantitativa, será possível identificar o que a indústria nacional poderá suprir, quais os seus gargalos e o que pode ser feito para contorná-los”, explicou.

De antemão, já são aguardados problemas de infra-estrutura, tecnologia, recursos humanos, tributos, disponibilidade de capital e financiamentos. De posse do estudo, será possível, com apoio do governo, formular políticas específicas para solucionar essas dificuldades, criando matriz de oferta-demanda bem azeitada. “Nosso interesse é aumentar a capacidade competitiva da indústria nacional”, explicou. Da parte dos fornecimentos de produtos, ele salientou que a indústria nacional responde bem às encomendas da Petrobrás, tanto em qualidade, quanto em preços e prazos.

Uma das molas para impulsionar o setor consiste na ampliação do conteúdo nacional dos projetos. Nesse ponto, cabe a discussão dos modelos de contratação turn key e BOT. “É preciso avaliar quais as verdadeiras vantagens desses tipos de contratos”, recomendou. Conforme explicou, as empresas de petróleo agem de forma mais ou menos parecida em todo o mundo. Dada a necessidade de serem competitivas, há forte intercâmbio de experiências. “É sempre necessário estar atento ao aperfeiçoamento da gestão empresarial”, disse. No caso dos contratos turn key, o diretor-geral da Onip ressalta a existência de empresas nacionais de porte suficiente para liderar consórcios e disputar encomendas.

Além do levantamento de dados do setor, a Onip promove seminários e palestras técnicas, além de desenolver o relacionamento com entidades congêneres de outros países. Os sete comitês da entidade apresentam-se muito atuantes, com forte envolvimento no Programa de Mobilização da Indústria Nacional voltado para a Indústria do Petróleo, nome resumido para Proimp.

Ajustes no refino – A descoberta de óleo leve no Espírito Santo e em Santos poderá aliviar o esforço para adaptar o refino nacional ao petróleo pesado, até então o único encontrado no litoral brasileiro. “Poderemos compor um mix de óleos para operar as instalações da maneira mais econômica possível, deixando de gastar com a importação”, comentou Eider Prudente de Aquino, diretor-gerente de refino da Petrobrás.

Química e Derivados: Petrobras: Aquino - refinarias estão entre as melhores do mundo.
Aquino – refinarias estão entre as melhores do mundo.

Por enquanto está mantido o planejamento da empresa, que indica investir US$ 5,5 bilhões até 2007, quando será atingida a marca de processamento de dois milhões de barris por dia. “Além de ganhos eventuais de capacidade e da adaptação aos tipos locais de óleo, é preciso investir na melhoria da qualidade dos produtos, além das constantes atualizações em segurança e meio ambiente”, explicou.

O temor de um “apagão dos combustíveis”, como chegou a ser comentado no ano passado, deve ser afastado segundo o diretor. Depois de visitar os principais especialistas em cenários de negócios em Nova York, Londres e Paris, foi possível comprovar que a situação econômica mundial é de clara retração. “Depois dos ataques de 11 de setembro [de 2001], o mundo mudou muito”, comentou. Dessa forma, há capacidades excedentes de refino em várias regiões.

No caso brasileiro, Aquino considera que o parque atual de refino, com os investimentos programados, poderá atender à demanda dos próximos anos, embora admita que esse suprimento ficará apertado caso ocorra uma evolução drástica do PIB. “Certamente, o País precisará de uma nova refinaria em operação até o final da década, seja da Petrobrás ou por meio da entrada de outro parceiro”, afirmou. A região da América Latina ainda abrange um mercado de derivados não tão maduro quanto o da Europa e dos Estados Unidos, com boas possibilidades de crescimento de demanda.

Isso justifica os esforços empreendidos pela companhia na internacionalização de atividades, hoje já significativas na Argentina (por meio da compra da Perez Companc e da parceira com a IG3 na Refap) e na Bolívia. Na área de exploração e produção há projetos em andamento em várias regiões, como a recente descoberta de óleo no Golfo do México, na costa americana, em parceira com a Unocal, além de perfurações na costa Africana. “A Perez Companc já produzia óleo na Venezuela, Peru, Equador e Bolívia”, explicou Aquino. Certamente, a companhia buscará integrar essas operações, de modo a aproveitar sinergia entre elas. “A diversificação do portfólio permite captar recursos em moeda forte a custos menores”, explicou.

Além dessas possibilidades, o diretor salienta o fato de o uso de gás natural no Brasil ser ainda muito pequeno. Em face das novas descobertas da Bacia de Santos e da disponibilidade do gás boliviano, ele aposta no incremento de consumo do gás, inclusive atenuando a pressão de demanda sobre derivados de petróleo.

Cumprindo à risca o plano de investimentos da companhia, a área de refino investiu os US$ 880 milhões programados para este ano, concluindo adaptações e revamps em algumas unidades das refinarias do Vale do Paraíba (Revap), Paulínia (Replan) e Mataripe (Rlam), voltadas primordialmente para usar óleo nacional pesado. Em 2004, entram em operação as unidades de hidrotratamento de diesel (HDT) na Reduc (Duque de Caxias-RJ), Regap (Betim-MG), Refap (Canoas-RS) e Repar (Araucária-PR). A Refap também ganhará craqueamento catalítico fluido para resíduos (RFCC), que possibilitará mudança no seu pefil de refino.

Para os próximos anos, estão sendo previstas inaugurações de oito unidades de coque, que permitirão ampliar a produção das refinarias e reduzir a importação de coque verde para siderurgia. “Contamos com tecnologia própria para essas unidades”, afirmou Aquino.

Na linha dos derivados leves, a gasolina passará por processo de hidrodessulfurização, de modo a reduzir o teor de enxofre. “Estamos finalizando o acordo com o licenciador da tecnologia, de origem francesa”, informou. Um dos detalhes ainda em negociação refere-se ao interesse da Petrobrás na transferência completa da tecnologia, o que lhe permitirá, no futuro, desenvolver aperfeiçoamentos. Na faixa do diesel, os HDTs já contam com tecnologia própria.

Um dos pontos-chaves do refino consiste na automação e controle das unidades. “Já realizamos 92% dos investimentos em automação, em todas as instalações industriais, que já dispõem de controle avançado de processos e contam com sistemas de parada segura”, informou o diretor. A empresa adotou protocolos de comunicação da linha field bus. Os 8% restantes, a aplicar durante os próximos anos, contemplam tecnologia de transferência e estocagem de produtos, de modo a permitir a formulação de blends automaticamente.

A área de segurança e meio ambiente segue as diretrizes do programa Pégaso, cuja primeira etapa será encerrada ao final deste ano. “A próxima fase vai definir as bases de atuação até 2008, com requisitos cada vez mais severos”, explicou. “Essa área nunca pára de avançar, é premissa da companhia.”

Petroquímica no foco – A integração do refino com a petroquímica está na pauta da Petrobrás. Atualmente a companhia se destaca apenas como fornecedora de nafta, além de deter participações minoritárias nas centrais petroquímicas. “Os óleos nacionais oferecem pouca nafta em relação aos importados e, com o aumento da produção local, a disponibilidade dessa carga petroquímica será reduzida”, considerou Aquino. Em contrapartida, segundo afirmou, as importações estão liberadas para qualquer interessado.

Ao mesmo tempo, a empresa estuda a chamada “petroquímica do entorno”, ou seja, o aproveitamento de correntes internas do refino e seus subprodutos para alimentar fábricas petroquímicas. “Essa atividade valoriza nossa cadeia de produtos”, disse, reafirmando o interesse para avaliar oportunidade de negócios. Esses projetos demandam alguns investimentos, que podem ser partilhados entre os interessados e a companhia. A única exigência é a rentabilidade razoável.

Química e Derivados: Petrobras: petrobras_grafico. Como exemplos, Aquino citou a nova fábrica de polipropileno da Polibrasil, em Mauá-SP, que recebe corrente C3 da Recap e da RPBC (Cubatão-SP), complementando o suprimento de propeno da Petroquímica União. A central paulista também tem interesse em contratar o suprimento de gases residuais de refino da Recap e Revap para ampliar sua capacidade de produção de eteno em 200 mil t/ano. “As bases de negociação são boas, e o projeto é bastante atraente, mas exige alguns investimentos em unidade de separação de gases e no duto de transporte”, considerou. “Estamos discutindo preços que sejam adequados às duas empresas, com referencias internacionais.”

Eficiência comprovada – As dez maiores refinarias da Petrobrás participaram de um benchmarking com unidades de várias companhias mundiais em diferentes regiões do mundo, trabalho realizado pela empresa de consultoria Solomon. “Dos 14 indicadores listados, em 20% estamos entre os dez primeiros colocados e, em alguns casos, somos líderes mundiais”, comemorou Aquino. As refinarias brasileiras superaram as referências internacionais em rentabilidade, retorno sobre investimentos, custo global e custo de manutenção.

O diretor atribui o bom desempenho das refinarias aos vários anos de trabalho da companhia, que empreendeu visitas às congêneres consideradas paradigmas mundiais para identificar diferenciais e implantá-los nas unidades brasileiras. “Além disso, promovemos a gestão de competências, ou seja contamos com vários especialistas em diversos aspectos estudando nas melhores escolas do mundo”, afirmou. Além de preparar quadros para o provimento futuro de cargos na empresa, isso permite a formação de uma massa cultural variada e qualificada.

A abertura de mercado na área de petróleo e gás também salientou a necessidade de melhorar o desempenho operacional, a tecnologia e a gestão da atividade, tornando a companhia cada vez mais competitiva. “Nossas despesas operacionais, exceto energia, caíram pela metade entre 1996 e 2002”, ressaltou. Segundo o diretor, o custo dos produtos da Petrobrás é igual ao dos obtidos nas refinarias norte-americanas, mas o preço final ao consumidor acaba sendo bem mais elevado. “Levamos séria desvantagem quando se computam os impostos”, afirmou. Mesmo assim, ele afirma que a gasolina brasileira não é das mais caras do mundo, pois alguns países europeus, até por razões ambientais, sobretaxam o combustível.

Petrobrás nasceu com forte apoio popular

A busca pelo petróleo nacional começou muito antes da criação da Petrobrás, em 1953. Há registros de sondagens profundas na região paulista de Bofete em 1892, todas infrutíferas. Na década de 1920, órgãos públicos procuraram óleo nos Estados de São Paulo e Paraná. Na década seguinte, marcada pelo intenso movimento nacionalista, que deu origem à mexicana Pemex, com reflexos na América do Sul, o Brasil editou Lei (nº 366) reservando aos cidadãos brasileiros a atividade petroleira. O consumo nacional já chegava aos 38 mil bpd.

Química e Derivados: Petrobras: Monopólio integral só veio nos anos 60.
Monopólio integral só veio nos anos 60.

A partir de 1941, com as descobertas feitas pelo Conselho Nacional do Petróleo (CNP) – órgão criado pela ditadura Vargas, em 1938 – na Bahia, empresas internacionais apresentaram propostas de exploração, desafiando a legislação local. Foram rechaçadas. O ambiente tornou-se cada vez mais tenso, com acirradas disputas entre grupos de opinião internacionalistas e nacionalistas. Em 1948, foi criado o movimento “O Petróleo é Nosso”, com ampla mobilização popular. Getúlio Vargas, agora eleito pelo voto direto, enviou ao Congresso Nacional um projeto para a criação de empresa de capital misto (privado e estatal) para a exploração de petróleo, atividade que estava sendo desenvolvida pelo CNP, que se tornaria um órgão fiscalizador e regulamentador da atividade.

Depois de dois anos de debates no legislativo, com grande número de emendas, foi aprovado um texto que incluía, além da criação da empresa, a concessão de monopólio para quase todas as etapas da atividade, obtido com as bênçãos da União Democrática Nacional (UDN), partido de oposição ao sistema varguista PSD-PTB e considerado “entreguista”. Esse texto foi sancionado em 3 de outubro de 1953, publicado como Lei 2.004. Apenas em 1963, no governo Goulart, o monopólio foi estendido para importação e exportação de petróleo bruto e derivados. O monopólio perdurou até a publicação da Emenda Constitucional n° 9, de novembro de 1995, permitindo o ingresso parcial de empresas internacionais no negócio petrolífero. Em 1997, essa permissão legal foi ampliada, abrindo aos estrangeiros a possibilidade de construir e operar refinarias no País.

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