Do petróleo aos royalties: o impacto bilionário da Margem Equatorial na economia

A eventual produção de petróleo nos seis estados da Margem Equatorial pode adicionar bilhões à economia brasileira, além de colocar o país entre os cinco maiores produtores de óleo no mundo.

A região, com 2.200 quilômetros de extensão, que vai do extremo norte do Amapá ao litoral do Rio Grande do Norte, é considerada a mais nova fronteira marítima de exploração de combustíveis fósseis no Brasil, um "novo pré-sal".

Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a região tem potencial estimado em 30 bilhões de barris de óleo.

Segundo cálculos da Confederação Nacional da Indústria (CNI), a futura produção pode adicionar até R$ 175 bilhões ao PIB brasileiro, criar 495 mil empregos formais e gerar cerca de R$ 11,2 bilhões em impostos indiretos.

Um estudo da consultoria Oxford Economics estima que a produção pode passar dos atuais 3,8 milhões de barris/dia para cerca de 5 milhões. Hoje, Estados Unidos, com 13 milhões de barris/dia, Arábia Saudita, com 9,9 milhões, e Rússia, com 9,7 milhões, são os maiores produtores do mundo.

Os números dimensionam o potencial econômico de uma região que voltou ao centro das atenções após a Petrobras identificar hidrocarbonetos no poço Morpho, no bloco FZA-M-59, em águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas. A descoberta confirma a presença de petróleo ou gás natural nas formações analisadas, mas ainda não permite saber se há reservas em volumes comercialmente viáveis.

O estudo da CNI calcula os efeitos que uma futura produção pode provocar nas economias de Amapá, Pará, Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte.

Além da atividade diretamente ligada à extração, entram na conta fornecedores, serviços especializados e o efeito renda, impacto provocado pelo consumo associado aos salários gerados pela cadeia.A Petrobras prevê investir US$ 3 bilhões na região nos próximos cinco anos e perfurar 15 poços. A busca por novas reservas ganhou peso no planejamento da estatal diante da expectativa de que a produção do pré-sal atinja o pico entre 2030 e 2032.

Atualmente, a indústria de óleo e gás representa 17% do PIB industrial, com estimativas de investimentos de cerca de US$ 165 bilhões no Brasil.

Quanto a produção pode movimentar nos estados

O Simulador de Impacto na Margem Equatorial, desenvolvido pelo Observatório Nacional da Indústria (ONI), permite calcular os efeitos da atividade a partir de variáveis como produção, preço do barril e câmbio.

Em uma simulação de 300 mil barris por dia em cada estado, com petróleo a US$ 80,20 e dólar a R$ 5,20, o valor anual da produção alcança R$ 45 bilhões por unidade da federação analisada.

Nesse cenário, o impacto nominal sobre o PIB a preços de mercado fica próximo de R$ 34 bilhões em cada estado:

• O Ceará registra R$ 34,005 bilhões;
• Maranhão, com R$ 33,846 bilhões;
• Rio Grande do Norte, com R$ 33,686 bilhões;
• Amapá, com R$ 33,490 bilhões;
• Piauí, com R$ 33,377 bilhões;
• Pará, com R$ 33,257 bilhões.

A geração estimada de empregos varia de 155.632 no Pará a 170.520 no Ceará. Maranhão aparece próximo, com 170.390 postos. Rio Grande do Norte teria 163.424; Amapá, 162.261; e Piauí, 158.997.

Nos tributos indiretos, os valores ficam entre R$ 1,901 bilhão no Amapá e R$ 2,022 bilhões no Ceará.

Embora o impacto nominal sobre o PIB fique próximo de R$ 34 bilhões nos seis estados, o peso relativo da atividade muda de forma significativa conforme o tamanho de cada economia.

No Amapá, por exemplo, o valor adicionado bruto projetado pelo simulador equivale a um impacto de 193,5% sobre a base de comparação estadual. O valor bruto da produção teria impacto de 296,3%, enquanto os tributos indiretos alcançariam 162,2%.

O efeito relativo diminui nos estados com economias maiores. O impacto sobre o valor adicionado bruto é de 66,8% no Piauí, 49,6% no Rio Grande do Norte, 37,8% no Maranhão, 22,3% no Ceará e 19,3% no Pará.

A diferença mostra como um mesmo volume hipotético de produção pode ter efeitos distintos sobre cada economia. No emprego total, por exemplo, o impacto estimado chega a 44,6% no Amapá, ante 11% no Piauí e no Rio Grande do Norte, 6,7% no Maranhão, 4,1% no Ceará e 4% no Pará.

Royalties podem chegar a bilhões por bloco

Além dos efeitos sobre PIB e emprego, o simulador dimensiona as receitas associadas à produção de um único bloco.

Em uma concessão com royalties de 5%, o valor anual simulado é de R$ 2,283 bilhões. Com alíquota de 10%, sobe para R$ 4,567 bilhões. No cenário apresentado para partilha, com percentual de 15%, chega a R$ 6,850 bilhões.

A ferramenta estima ainda R$ 5,023 bilhões em participação especial, compensação financeira adicional associada a campos de grande volume de produção ou rentabilidade, em um cenário de concessão com percentual de 11%.

Outros R$ 342,49 milhões aparecem destinados a P&D&I, pesquisa, desenvolvimento e inovação, considerando percentual de 0,75%.

No maior cenário de royalties apresentado pelo simulador, um único bloco poderia gerar R$ 6,85 bilhões por ano, além de outros efeitos econômicos associados à produção.

Para a CNI, a disponibilidade de receitas dessa magnitude amplia a importância da governança dos recursos. A entidade cita gargalos históricos em saneamento, educação, energia, transporte e conectividade nesses estados como desafios para transformar a renda do petróleo em efeitos econômicos de longo prazo.

Descoberta ainda precisa provar viabilidade comercial

O cenário econômico projetado pela CNI ainda está distante da etapa atual da exploração na Foz do Amazonas.

A licença concedida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) autoriza apenas a fase exploratória.

Se a companhia encontrar volumes economicamente viáveis, terá de avançar na delimitação da descoberta, com novos poços e coleta de dados para determinar o tamanho e a qualidade do reservatório.

Após uma eventual declaração de comercialidade, um Plano de Desenvolvimento terá de ser apresentado à ANP em até 180 dias. O documento define os investimentos, estruturas e etapas necessárias para colocar o campo em produção.

Também será necessário um novo processo de licenciamento ambiental. A autorização atual não permite instalar e operar um campo produtor.

Se o projeto seguir o cronograma de outras áreas marítimas complexas, o intervalo entre a perfuração exploratória e o início da produção pode levar de sete a dez anos, o que coloca uma eventual extração comercial no horizonte de até 2035.

É nesse intervalo que a dimensão econômica da Margem Equatorial começará a ficar mais clara. A confirmação de hidrocarbonetos abre uma nova etapa de avaliação geológica, mas o impacto bilionário calculado para a região dependerá do tamanho das reservas, da capacidade de produção e dos investimentos necessários para transformar uma descoberta em um campo comercial.