Grupo de Economia da Energia

O papel do Estado na inovação: o não convencional nos EUA e o Pré-sal no Brasil

In gás natural, petróleo on 07/11/2016 at 00:15

Por Yanna Clara Prade (*)

yanna112016Desde o início dos anos 2000, os Estados Unidos vêm experimentando uma revolução energética através da exploração e produção de recursos não convencionais. O shale boom se deve à melhoria de técnicas de perfuração e novas tecnologias, as quais tornaram os recursos não convencionais viáveis economicamente. Os recursos não convencionais vêm sendo estudados desde a década de 1970, mas apenas na virada do século a produção dos não convencionais ganhou escala devido ao sucesso das novas tecnologias, resultando em um significante aumento da produção de petróleo e gás do país.

Em paralelo, temos outro caso de sucesso tecnológico na indústria de petróleo, com as descobertas dos recursos do Pré-sal em 2006, fruto da melhoria tecnológica das sísmicas, que permitiu a visualização dos recursos que se encontravam além da camada de sal, a profundidades jamais exploradas ou conhecidas. Com a descoberta de uma das maiores jazidas de petróleo do mundo, o Brasil e, mais especificamente, a Petrobras vem buscando superar as dificuldades tecnológicas de exploração em águas ultra profundas com as especificidades do Pré-sal, tornando-se um case de sucesso mundialmente reconhecido.

O objetivo do presente artigo é analisar o sistema de inovação dos EUA e do Brasil para traçar um paralelo entre as duas experiências recentes de inovações no setor de petróleo e gás. Desta maneira, a base teórica do artigo envolve o conceito de Sistema Nacional de Inovações e a importância da atuação do Estado neste sistema. Pela revisão da literatura iremos traçar o perfil do sistema de inovações no setor de petróleo e gás dos dois países em questão, buscando identificar semelhanças e distinções destes dois casos específicos. O objetivo é tentar identificar o papel do Estado e como este pode ter sido relevante nas inovações mais relevantes do setor, que culminaram nas duas experiências bem sucedidas de exploração de recursos na fronteira tecnológica.

O Sistema Nacional de Inovação nos Estados Unidos e o papel do Estado

O desenvolvimento da tecnologia do shale

A atual revolução energética proveniente da exploração dos recursos não convencionais tem seu início há décadas e teve como marco inicial dois eventos importantes: a escassez de gás natural no país e os choques de petróleo.

No início da década de 70, o mercado de gás natural norte-americano vivia uma crise devido a recorrente escassez do energético. Entre uma das principais razões para tal crise estava a política de preços vigente à época. O preço do gás natural nos EUA era regulado e estava fixado em um valor abaixo do preço de equilíbrio, penalizando os produtores e estimulando o consumo. Analisando a trajetória das reservas de gás natural na década a partir da década de 70, se tornam evidentes as consequências da política de preços nocivas: em 1970 as reservas norte-americanas do energético se encontravam no patamar de 290 trilhões de metros cúbicos (tmc), para chegar ao início da década de 90 com apenas 170 tmc.

Em paralelo à crise interna do gás natural, a década de 70 foi marcada pelos dois choques de petróleo. Uma consequência importante da crise foi a busca pela autossuficiência energética nos países dependentes do petróleo importado, seja através de substituição de derivados, seja na diversificação das fontes de suprimento de petróleo (Pinto Jr. et al, 2016). Essa foi uma tendência entre os países importadores de petróleo que teve início no primeiro choque em 1973 e se intensificou no segundo choque do petróleo, em 1979.

Dado esse contexto de crise doméstica e internacional, em 1978 foi aprovada uma nova política para o gás natural (Natural Gas Policy Act), que removia o controle dos preços do energético e definia preços especiais para recursos considerados de alto custo, incluindo o gás não convencional. Em 1980, outra lei (Crude Oil Windfall Profit Tax Act), que buscava amenizar os efeitos da crise internacional do petróleo, definiu incentivos fiscais para produção de combustíveis não convencionais (Wang & Krupnick, 2013). Os produtores de gás natural deveriam escolher entre o incentivo de preços ou o incentivo fiscal. Diversos autores (Soot, 1991; Kuuskraa & Guthrie, 2002; Hass & Goulding, 1992; Kuuskra & Stevens 1995; apud Wang & Krupnick, 2013) sugerem que o estímulo via incentivos fiscais foi importante para o desenvolvimento do gás não convencional, apesar de ter influenciado de maneira limitada a empresa que mais se destacou no setor, a Mitchell Energy, como veremos a frente.

Nessa época, os recursos não convencionais já eram conhecidos e estudos apontavam para a possibilidade do país possuir grandes reservas de gás natural não convencional (NETL, 2007). O primeiro de uma série de estudos sobre o assunto foi elaborado pelo U.S. Federal Power Commission em 1973, seguido por outros diversos trabalhos elaborados pela National Academy of Science (NAS) e pelo Departamento de Energia (DOE), que se tornaram a base e incentivo para os esforços de P&D público e privado que se deram a partir de então (NETL, 2007).

Nesse mesmo contexto, em 1976 o Congresso aprovou o investimento em um programa de pesquisa sobre o gás não convencional liderado pelo U.S. Energy Research and Development Administration (ERDA), que posteriormente se tornou parte do Departamento de Energia – DOE (criado apenas em 1977). Esse programa de pesquisa foi primordial para o desenvolvimento de algumas das tecnologias que levaram à viabilidade da produção dos não convencionais. Foram ao menos três programas distintos que estudaram o gás não convencional nos diferentes tipos de rochas (tight gas, shale gas e coalbed methane), um programa de pesquisa dedicado à tecnologia de sísmicas e outro dedicado à tecnologia de perfuração de poços. Wang & Krupnick (2013) apontam que a atuação do DOE foi de grande importância para o desenvolvimento das tecnologias necessárias para a produção do não convencional, porém atuando de maneira conjunta com a indústria e outras entidades de pesquisa.

A título de exemplo, uma das importantes parcerias refere-se ao consórcio entre a General Electric e o ERDA que desenvolveu brocas de perfuração próprias para as rochas dos recursos não convencionais (Valle, 2014). De maneira geral, a interação e cooperação entre os institutos de pesquisa com a indústria foi de extrema relevância para o sucesso das pesquisas.

Os programas de pesquisa coordenados pelo DOE foram executados pelos Laboratórios Federais; laboratórios de pesquisa ligados e custeados pelo Departamento e, em sua maioria, associados a uma entidade privada que coordena o laboratório. O objetivo dos laboratórios é de cumprir a agenda de pesquisa criada pelo DOE, orientados pelas missões tecnológicas e científicas do governo. Algumas das tecnologias relevantes para o desenvolvimento do shale gas foram desenvolvidas nos laboratórios federais do DOE.

Outro ator importante no desenvolvimento das tecnologias em questão foi o Gas Research Institute – GRI, uma organização sem fins lucrativos, estabelecida pela indústria de gás em 1976. A instituição possuía diversos programas de P&D em todos os segmentos da indústria de gás, que eram financiados através de um sobretaxa nas vendas interestaduais de gás natural. A sobretaxa foi aprovada pelo Federal Power Commission, com a justificativa de que a indústria de gás não investia suficientemente em melhorias tecnológicas (Wang & Krupnick, 2013).

De acordo com NETL (2007), existia grande cooperação e coordenação entre os programas de pesquisa do DOE e do GRI. Ademais, as linhas de pesquisa eram bastante complementares: enquanto o programa de pesquisa do Departamento era mais focado em pesquisa básica, o GRI estava mais concentrado nas aplicações das tecnologias. Na Figura 1 abaixo, podemos observar o nível de recursos financeiros dos programas de pesquisa do DOE e GRI desde o início dos programas, na década de 70, até 2005. O orçamento do GRI cresceu fortemente na década de 90, alcançando uma média de US$ 200 milhões por ano. Durante esse período, aproximadamente US$ 30-35 milhões por ano eram direcionados para as pesquisas de exploração e produção de gás natural, incluindo os recursos não convencionais.

Figura 1 – Recursos financeiros dos programas do Departamento de Energia e GRI – 1978 – 2005

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Fonte: NETL (2007)

Na esfera privada, uma empresa específica teve papel de destaque no desenvolvimento tecnológico que viabilizou os recursos não convencionais. A Mitchell Energy é uma empresa privada que atua no setor de gás natural norte-americano e investiu pesadamente na perfuração da formação de Barnett, localizada no Texas e uma das maiores áreas produtoras atualmente de shale gas. A empresa, na época de sua primeira perfuração em Barnett em 1981, era uma das maiores produtoras de gás do Norte do Texas (Wang & Krupnick, 2013).

Alguns fatores foram responsáveis pela iniciativa da Mitchell Energy em investir em P&D dos não convencionais. Primeiramente, o principal incentivo da empresa se devia à necessidade de encontrar uma nova fonte de gás natural para alimentar suas plantas de processamento gás e cumprir seu contrato de longo prazo com a Natural Gas Pipeline Company of America (NGPL), uma companhia de transporte de gás interestadual. Este contrato trouxe uma segurança importante para a empresa, dado que os preços acordados eram maiores que os preços de mercado, o que se configurava como uma vantagem financeira permitindo que a empresa pudesse assumir os riscos de investir em P&D (Trembath et al, 2012).

Ademais, parte da exploração pioneira de recursos não convencionais na formação de Barnett não foi exatamente de risco. A empresa já produzia no local e realizou testes nas rochas não convencionais, através dos poços já produtores de gás natural, apenas aprofundando a perfuração. Dessa maneira, o custo e o risco de perfuração exploratória foram bastante reduzidos (Wang & Krupnick, 2013).

A Mitchell Energy trabalhou em cooperação com o DOE e o GRI para aprimorar os conhecimentos e técnicas, mas apenas na década de 90. A empresa decidiu manter certo afastamento inicial com o GRI e o DOE para não atrair atenção de concorrentes, o que poderiam prejudicar o processo de aluguel das terras em Barnett[1] (Wang & Krupnick, 2013).

A partir dos anos 2000, após longo período de aprimoramento das técnicas de perfuração e das tecnologias de mapeamento geológico, a produção do shale gas se tornou viável. A produção deste recurso ganhou escala e se tornou um dos energéticos mais importantes da matriz norte-americana. Em 1990 a produção de shale gas no país foi de 7,6 bilhões de metros cúbicos (bmc) e em 2009, a produção alcançou 93 bmc, correspondente a 14,3% da oferta total de gás natural do país (Pinto Jr. et al, 2016).  As técnicas, pensadas inicialmente em viabilizar apenas a produção do gás natural, mostraram-se aptas para explorar igualmente os recursos petrolíferos não convencionais.

Diante do exposto, podemos concluir alguns pontos sobre a atuação do Estado no desenvolvimento das tecnologias. O impulso inicial nas pesquisas foi dado por iniciativa do Governo, como um investimento para buscar a autossuficiência energética, tão almejada nos tempos de crise do petróleo. O sucesso das pesquisas, que gerou o conjunto de inovações do shale boom, se deu graças à atuação conjunta e em cooperação do DOE, GRI, Mitchell Energy e Universidades.

O Sistema Nacional de Inovação no Brasil e o papel da Petrobras

A ruptura tecnológica do Pré-sal

A indústria brasileira de petróleo e gás natural tem como agente principal a empresa estatal Petrobras. Desde sua criação, em 1953, a empresa possui papel chave no setor, não apenas explorando recursos petrolíferos, mas também investindo em toda cadeia do petróleo e induzindo o desenvolvimento de uma rede de fornecedores e tecnologias locais.

O objetivo aqui é buscar identificar a trajetória tecnológica brasileira que permitiu as descobertas do Pré-sal. Possivelmente, da mesma maneira que no caso do shale gas americano, pode-se identificar como marco inicial desta trajetória os choques do petróleo da década de 70. Leite (1997) aponta que o primeiro choque de petróleo, em 1973, foi o impulso final necessário para que a Petrobras “ousasse enfrentar os riscos do mar”. Até então, a exploração dos recursos petrolíferos havia se concentrado nos campos em terra, porém os resultados se mostraram pouco promissores.

Dessa maneira, a partir de 1973 intensificaram-se as pesquisas e o esforço exploratório em mar. Inicialmente, as sondas possuíam a limitação de 200 m de profundidade, porém a esse patamar os resultados foram insatisfatórios. Apesar deste insucesso inicial, a busca por recursos ampliou e aprimorou o conhecimento geológico da região, chegando-se a conclusão de que os recursos promissores se encontravam a uma maior profundidade (Leite, 1997).

Apesar de o impulso final ter sido a crise gerada pelo choque do petróleo, já existia um interesse nacional em desenvolver mais intensamente os recursos petrolíferos. Esse interesse estava traduzido nos incentivos criados durante a década de 60 e 70 para as pesquisas e desenvolvimento do setor. Nesse sentido, o governo federal dispôs de recursos financeiros para que a estatal investisse na busca por novas reservas de petróleo, provenientes da vinculação do imposto único sobre preços dos derivados do petróleo. O imposto foi definido pela Lei nº 4.452, de novembro de 1964 e direcionava parte da arrecadação para incremento de capital da Petrobras e parte para um fundo perdido para pesquisas. Em março de 1970, a Lei foi alterada através do Decreto-lei nº 1.091 e incluía uma parcela sobre o preço de realização de alguns combustíveis que seria destinada à Petrobras com objetivo de amortizar investimento em pesquisa na busca por novas reservas (Leite, 1997).

Na tabela abaixo (Tabela 1), é possível visualizar os montantes de recursos do Tesouro Nacional destinados à pesquisa no setor de petróleo e a contribuição para o capital da Petrobras. Importante notar o salto de recurso disponível após a mudança na tributação em 1970 e o incentivo gerado nos investimentos realizados. No entanto, nota-se que por diversos anos o investimento realizado em pesquisas ficou aquém dos recursos disponíveis, se intensificando apenas após o primeiro choque do petróleo.

Tabela 1 – Recursos do Tesouro Nacional e Investimentos realizados pela Petrobras – US$ milhões (moeda corrente)

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Fonte: Elaboração própria com base em dados de Leite (1997).

A identificação de recursos offshore em maiores profundidades se configura como um dos primeiros desafios tecnológicos que a estatal enfrentou. Como pontuado por Alveal (1994), até então, inserido no contexto de industrialização por substituição de importações, a tecnologia era desenvolvida com adaptação criativa da tecnologia importada. Porém, o avanço em águas mais profundas era uma barreira tecnológica na indústria petrolífera como um todo e, portanto, demandaria esforço e pioneirismo de pesquisa, jamais vivenciados pela estatal. A autora conclui:

“Assim, após a fase inicial de importação maciça de tecnologia na área de off-shore, a primeira tarefa das lideranças da Petrobrás seria reestruturar a aliança com a indústria naval e a indústria nacional de bens de capital e engenharia consultiva. No entanto, dado que a produção off-shore requer o desenvolvimento da inovação tecnológica, o jogo cooperativo da estatal alargou e redefiniu não apenas as relações com as empresas e instituições nacionais, porém também com as empresas e instituições estrangeiras.” (Alveal, 1994, p. 191-192)

No caso específico do setor de petróleo e gás, o dinamismo da indústria e a constante necessidade de enfrentar as diversas barreiras tecnológicas faz com que a inovação tenha papel chave. Em especial, “não é possível o avanço na produção em águas profundas, assim como na exploração, sem a permanente conquista de novos conhecimentos tecnológicos e inovações” (Morais, 2013).

Podemos concluir que neste momento cria-se a necessidade pelo pioneirismo tecnológico da estatal, principalmente após a descoberta de Albacora e Marlim na década de 80 em águas profundas (mais de 400 metros de lâmina d’água). Diante dos desafios, a Petrobras buscou se capacitar tecnologicamente através da criação de programas de investimento em P&D.

O Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (PROCAP) foi o meio pelo qual a Petrobras iniciou seu esforço de especialização em águas profundas, a partir de 1986. O objetivo do programa era de capacitar tecnologicamente a Petrobras, seus fornecedores nacionais e estrangeiros; e institutos de pesquisa, com o intuito de viabilizar a produção dos campos em grande profundidade (Morais, 2013). Foram desenvolvidos três programas ao longo de 15 anos, cada um com objetivo de alcançar a viabilidade da produção em águas cada vez mais profundas: PROCAP 1.000, para 1.000 metros de lâmina d’água; PROCAP 2.000 e PROCAP 3.000.

Um ator chave no desenvolvimento tecnológico da Petrobras é o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (CENPES). Criado em 1966, o CENPES tem o objetivo de concentrar as atividades de P&D e engenharia básica da Petrobras, seguindo as estratégias tecnológicas indicadas pela empresa em seu Plano de Negócios.  O CENPES desenvolve as tecnologias de acordo com seu planejamento bienal de inovação, chamado “Focos Tecnológicos”, no qual são definidos os desafios tecnológicos que o Centro deve focar seus esforços de pesquisa. O modelo estratégico do CENPES inclui ainda as “Redes Temáticas”, redes colaborativas entre a Petrobras e as universidades e instituições de pesquisa; e os “Núcleos de Competência”, núcleos criados em parceria com uma instituição de ensino e pesquisa em sete regiões nas quais a Petrobras realiza atividades, buscando desenvolver as tecnologias demandadas nestas regiões específicas.

Na Figura 2 abaixo, está o histórico de investimento em P&D da Petrobras, ilustrando o massivo investimento realizado em pesquisa desde a descoberta do Pré-sal em 2006, alcançando o ápice em 2011 com investimentos de US$ 1,4 bi em P&D. Em comparação com outras empresas do setor, a Petrobras é uma das empresas de petróleo e gás que mais investe em P&D no mundo, ficando entre as dez maiores investidoras em ranking mundial, de acordo com dados da empresa (Fachetti, 2016).

Figura 2 – Investimentos em P&D da Petrobras – 2001 a 2014

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Fonte: Petrobras (2015).

Em parte, o investimento em P&D se deu por iniciativa própria da empresa e em parte pela obrigatoriedade de investir 1% da receita bruta gerada em jazidas com alta produtividade em P&D. A cláusula foi inserida nos contratos da ANP a partir de 1998 e tinha como objetivo incentivar o crescimento sustentável do setor. De acordo com Rocha (2015), a cláusula tinha como principal objetivo garantir que a Petrobras iria manter seus investimentos em P&D e o CENPES após o fim do monopólio. De fato, a Petrobras foi capaz de manter os investimentos em pesquisa e sua liderança tecnológica.

O autor argumenta ainda que a cláusula de P&D pode estar incentivando outras empresas a construírem centros tecnológicos e laboratórios no país, quando os gastos obrigatórios com P&D se tornam muito elevados. Este parece ser o caso da BG que decidiu investir em um laboratório no Centro Tecnológico do Fundão, dada a obrigatoriedade de investir cerca de US$ 200 milhões em P&D (Rocha, 2015).

Pinto Jr. et al (2016) argumenta que as mudanças trazidas pela Lei 9.478/1997, no que diz respeito à abertura do mercado para exploração e produção de petróleo e gás no Brasil, levaram a um forte investimento privado na aquisição de dados geológicos. Com base nessas novas informações, a ANP vislumbrou a possibilidade de oferecer blocos na Bacia de Santos a águas mais profundas nas rodadas de licitação em 2000 e 2001. Os blocos foram arrematados por consórcios envolvendo a Petrobras e diversas outras petroleiras.

Com a exploração intensa destes blocos foram descobertos os recursos do Pré-sal. Em 2005, foi feita a primeira perfuração que ultrapassou a camada de sal, até então nunca perfurada, e indicou a existência de hidrocarbonetos em tais reservatórios. Em 2006, foi perfurado o prospecto de Tupi, hoje chamado campo de Lula, e concluiu-se se tratar de campos extremamente promissores. A descoberta trouxe uma nova perspectiva para a produção de petróleo e gás no país, configurando-se como a maior descoberta do século e trazendo consigo uma gama de desafios tecnológicos.

Além da questão ligada à profundidade das jazidas, outros importantes desafios tecnológicos precisariam ser enfrentados para viabilizar a produção do Pré-sal. A estratégia da Petrobras foi o de envolver seus fornecedores estrangeiros em um esforço de co-desenvolvimento de tecnologias para o Pré-sal, convidando-os a instalar laboratórios de pesquisas no Brasil (Furtado, 2013). Algumas empresas, como Schlumberger, Baker Hughes, a FMC, a Siemens, dentre outras, instalaram laboratórios no Parque Tecnológico do Fundão, local onde se encontra o CENPES e a Universidade Federal do Rio de Janeiro.

Para Rocha (2015), o estabelecimento dos laboratórios dos fornecedores da Petrobras com maior perfil inovador no Brasil tinha dois objetivos: um de estar próximo e garantir a dedicação em linha com os interesses tecnológicos da empresa; e outro, de mais longo prazo, de aumentar a capacidade de absorção do país.

O esforço tecnológico desenvolvido pela Petrobras e seus fornecedores, levou ao sucesso na exploração dos recursos petrolíferos do Pré-sal, alcançando a marca de mais de um milhão de barris de petróleo diários em menos de 10 anos[2]. Além da alta produtividade dos campos, a Petrobras recebeu o prêmio máximo de tecnologia da indústria petroleira na Offshore Technology Conference – OTC[3] em 2015, pelo conjunto das 10 principais inovações que foram desenvolvidas para o Pré-sal.

De acordo com o exposto, podemos chegar a algumas conclusões com relação às inovações relativas ao Pré-sal. O desenvolvimento das tecnologias só foi possível devido ao know-how da Petrobras sobre exploração e produção em águas profundas e ultra profundas. Esse conhecimento e experiência vêm se desenvolvendo desde a década de 70, momento no qual a estatal aceitou os desafios da produção offshore. Neste momento, o Estado, tanto por atuação própria como, principalmente, pela atuação da estatal, teve papel chave no desenvolvimento pioneiro de tecnologia para águas em grandes profundidades. Mais especificamente, o desenvolvimento das tecnologias do Pré-sal se deu pelo esforço do CENPES, coordenado pelo plano estratégico da Petrobras, em conjunto com Universidades e empresas fornecedoras.

Conclusões

O objetivo do presente artigo foi analisar os sistemas de inovação dos Estados Unidos e Brasil, criando um paralelo entre as duas recentes revoluções tecnológicas de extrema importância para o mercado de petróleo e gás. As tecnologias desenvolvidas em ambos os casos são inovações que modificaram radicalmente o mercado do petróleo, tanto em questões geopolíticas (neste caso, apenas o caso do shale boom) como em conhecimento geológico e tecnológico acumulado através das pesquisas.

Inicialmente, é importante enfatizar a importância da atuação do Estado como empreendedor e vetor chave nas inovações. Pela análise da literatura, podemos concluir que o governo tem bastante a contribuir na busca por inovações, liderando as pesquisas e possuindo visão estratégica sobre a tecnologia. Nos dois casos estudados no presente artigo, podemos chegar à mesma conclusão: a participação do Estado foi essencial para o desenvolvimento das novas tecnologias. No caso dos Estados Unidos, o governo está representado pelo Departamento de Energia e seus inúmeros projetos de P&D sobre os recursos não convencionais. Já no caso brasileiro, a própria Petrobras representa a atividade do Estado e seu esforço tecnológico mundialmente conhecido.

Nos dois casos, não podemos deixar de notar outro ponto em comum da atuação do Estado. Diante da necessidade de desenvolver novos recursos na década de 60/70, tanto os Estados Unidos quanto o Brasil se utilizaram de incentivos explícitos para o setor de petróleo e gás. Nos Estados Unidos, com o Natural Gas Policy Act e o Crude Oil Windfall Profit Tax Act, foram criados preços especiais e incentivos fiscais para os não convencionais. Já o Governo brasileiro direcionou verbas para o desenvolvimento de pesquisas no âmbito da Petrobras, que tornaram a estatal apta ao desenvolvimento de camadas cada vez mais profundas de exploração.

Outra semelhança nos dois casos foi o efeito de incentivo gerado pelos choques do petróleo da década de 70. Ambos os países sentiram os efeitos da crise por serem, à época, grandes importadores do energético. Como uma tentativa de diminuir a dependência externa do energético, as políticas se voltaram para incentivar a substituição do petróleo e/ou encontrar outra fonte de suprimento, com o objetivo final de alcançar autossuficiência energética.

As duas experiências foram lideradas por uma empresa principal que atuou como empreendedor na pesquisa e desenvolvimento necessários para as inovações. Nos Estados Unidos, este papel foi assumido pela Mitchell Energy, empresa pioneira no uso das tecnologias de exploração não convencional. Já no Brasil, a Petrobras, empresa estatal com conhecido know-how em tecnologias de águas profundas e ultra profundas.

Apesar das semelhanças encontradas, os processos e atores são totalmente distintos. O desenvolvimento da tecnologia do shale gas se deu em um processo mais amplo, envolvendo diversas entidades de pesquisa, empresas, universidades e a coordenação do Departamento de Energia. Foram décadas de pesquisa básica sobre as diferentes rochas e técnicas possíveis de extração, para chegar finalmente, na virada do século, na produção do gás natural em massa.

Por outro lado, o desenvolvimento da tecnologia necessária para o caso do Pré-sal se deu por um processo mais direcionado e dinâmico. A Petrobras como consumidora das tecnologias, coordenou as pesquisas em cooperação com as universidades e empresas fornecedoras, alcançando os resultados necessários em pouquíssimo tempo.

Como reflexão final, relevante notar que, em processos e dinâmica absolutamente distintos, foi possível gerar inovações que ultrapassaram importantes barreiras tecnológicas do setor petrolífero. Fica claro que não é possível apontar benchmarks e best practices de maneira a generalizar o processo de inovação, como conclui Cassiolato e Lastres (2005). Cada local e setor possuem suas especificidades e, como consequência, as soluções devem ser pensadas regionalmente e de maneira dinâmica, adaptando-se às constantes mudanças de cenários.

Bibliografia

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CASSIOLATO, J. E. & LASTRES, H. M. M. (2005). Sistemas de inovação e Desenvolvimento: as implicações de política. São Paulo em Perspectiva, v. 19, n.1, p. 34-45, jan/mar 2005.

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WANG, Z.; KRUPNICK, A. (2013). A Retrospective Review of Shale Gas Development in the United States. What Led the the Boom? Resources for the Future. Discussion Paper. Washington, DC: Abril 2013.

[1] Nos Estados Unidos, a propriedade dos recursos do subsolo é do dono da terra, não da União (como no caso do Brasil). Dessa maneira, o aluguel/compra de terras com potencial de exploração torna-se um negócio produtivo, podendo-se vender contratos a maiores preços no futuro, caso se encontre e/ou viabilize novos recursos.

[2] A título de comparação, a estatal levou 45 anos desde a sua criação para alcançar a marca de um milhão de barris produzidos diariamente.

[3] A OTC é o maior evento mundial dedicado à área de exploração e produção de petróleo. A Conferência premia anualmente a Companhia, Organização ou Instituto que mais se destacou nos desenvolvimentos tecnológicos do setor. A Petrobras recebeu três prêmios de reconhecimento pelo esforço em águas profundas, um prêmio em 1992 e outro em 2000, e por último em 2015, pelas tecnologias do Pré-sal.

(*) Doutoranda em Economia do IE-UFRJ.

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