Considerando o debate sobre as intenções de Serra de mexer no marco regulatório do petróleo e do deputado Eduardo Cunha, junto do deputado do DEM, Mendonça Filho, o blog entende como oportuno republicar abaixo as conclusões do autor neste último artigo. Ali, ele faz breve resumo sobre os regimes e ao final justifica a sua posição.
O Projeto de Lei nº 6.726, de
2013, de autoria do ilustre Deputado Mendonça Filho, na prática, extingue o
regime de partilha de produção no Pré-Sal e em áreas estratégicas. Assim, o
Brasil passaria a ter apenas o regime de concessão.
Os tipos de regime de exploração e produção de petróleo variam muito em razão de como os lucros são divididos
e de como os custos são tratados. Em geral, o grau de conhecimento acerca das
possíveis reservas, dos seus volumes recuperáveis, dos custos de produção e a
curva de preços futuros do petróleo são fundamentais na definição do regime de
contratação a ser utilizado. Os regimes mais utilizados no mundo para
contratação de empresas estatais ou privadas são: concessão, partilha de
produção, joint venture e serviços.
O regime de concessão é
normalmente adotado em casos onde ocorre inadequado conhecimento da área, uma
vez que, antes das licitações, as atividades exploratórias e as investigações
sísmicas tendem a ser reduzidas. Se isso ocorrer, o Estado corre o risco de não
maximizar seu retorno.
Além disso, nesse regime o
Estado tem muita dificuldade em controlar o ritmo de produção. Como pode haver
grandes diferenças entre os objetivos do Estado e do concessionário,
principalmente no caso de países exportadores, a extração pode não atender ao
interesse público.
No regime de partilha de
produção, a propriedade do petróleo é do Estado, mas, ao mesmo tempo, permite-se
que as empresas gerenciem e operem as instalações de produção de um determinado
campo. As empresas assumem todos os riscos e ficam com uma parcela do chamado
excedente em óleo (profit oil), no
caso de descobertas comerciais.
Normalmente, não há aporte de
recurso do Estado para os investimentos. Entretanto, as empresas têm o direito
de recuperar seus custos tanto de investimentos quanto de operação e
manutenção. Os custos de investimento são recuperados ao longo de um
determinado número de anos e os custos de operação e manutenção são
recuperados, geralmente, no ano em que eles ocorrem.
É importante destacar que é
muito comum no regime de partilha de produção o estabelecimento de um limite
para a recuperação do chamado custo em óleo (cost oil). Desse modo, garante-se uma receita para o Estado,
independentemente dos custos de produção, já no início.
Em países importadores, com baixa relação entre
reservas e consumo e onde o risco exploratório é alto, predomina o regime de
concessão, com pagamento de royalties e, eventualmente, outras compensações com
base no lucro. Países importadores, como os Estados Unidos, utilizam o regime
de concessão na plataforma continental. No entanto, a exportação é,
praticamente, proibida nesse país.
Nos países exportadores, com grandes reservas e onde
o risco exploratório é baixo, é comum a adoção do regime de partilha de
produção, de monopólio e de serviço. Os países exportadores, tais como Arábia
Saudita, Rússia e Noruega, não priorizam o regime de concessão, pois privilegiam
a ação do Estado, com forte atuação das empresas estatais. Na Noruega,
prevalece o regime de joint venture e
na Rússia, o de partilha de produção. Na Arábia Saudita, tem-se o monopólio,
exercido por uma empresa integralmente do Estado, sem ações em bolsa.
O regime de concessão no Brasil foi introduzido pela
Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, com o fim do monopólio exercido pela
Petrobras. Nos termos dessa Lei, a concessão implica, para o concessionário, a
obrigação de explorar, por sua conta e risco e, em caso de êxito, produzir
petróleo ou gás natural em determinado bloco, conferindo-lhe a propriedade
desses bens, após extraídos.
Esse regime prevê, além do bônus de assinatura, o
pagamento de duas compensações financeiras:
royalties e participação especial.
Os royalties correspondem de 5% a 10% do valor da produção. Nos casos de grande volume de produção ou de
grande rentabilidade, os concessionários são obrigados a pagar a participação
especial, cuja maior alíquota no País é 31,71%, aplicada no campo de Roncador.
A participação especial é aplicada sobre a receita
bruta da produção, deduzidos os royalties, os investimentos na exploração, os
custos operacionais e a depreciação. Seus recursos são destinados a órgão da
administração direta da União, aos Estados produtores ou confrontantes com a
plataforma continental onde ocorrer a produção e aos Municípios produtores ou
confrontantes. No regime de concessão adotado no Brasil, o custo das empresas é
totalmente recuperado por elas, antes de se dividir a receita líquida por meio
da participação especial.
A Lei nº 9.478/1997, em vigor, estabelece regras que
promovem uma grande concentração, em poucos Estados e Municípios, da
arrecadação de royalties e participação especial relativos às áreas concedidas.
O percentual de 30% da parcela dos royalties de 5%
do valor da produção atribuído aos Municípios confrontantes e respectivas áreas
geoeconômicas é partilhado nos termos da Lei nº 7.525, de 22 de julho de 1986.
Cabe aos Estados e Municípios confrontantes uma grande
parcela tanto dos royalties quanto da participação especial. No caso da
participação especial, essa parcela chega a 50%. Ao Fundo Especial, que destina
parcela apenas dos royalties a todos os Estados e Municípios, segundo critérios
do FPE e FPM, cabe uma parcela de apenas 7,5% e 10%.
O regime de partilha de produção foi introduzido no
Brasil pela Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Para os fins dessa Lei,
partilha de produção é o regime de exploração e produção de petróleo e gás
natural no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de
exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta
comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da
produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente
em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato.
Nos termos da Lei nº 12.351/2010, excedente em óleo
é a parcela da produção a ser repartida entre a União e o contratado, segundo
critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total
da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo e aos royalties devidos.
Em Libra, única área licitada sob o regime de partilha, estima-se que a União
receberá um excedente em óleo médio de 41,65%.
O regime de partilha de produção é aplicável à área
do Pré-Sal e áreas estratégicas. Nos termos da Lei nº 12.351/2010, a Petrobras
será, como único operador, responsável pela condução e execução, direta ou
indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento,
produção e desativação das instalações de exploração e produção.
O bônus de assinatura é um valor fixado pela União, a
ser pago no ato da celebração e nos termos do respectivo contrato de partilha
de produção. A gestão dos contratos de partilha de produção caberá à empresa Pré-Sal
Petróleo S.A. – PPSA, cuja criação foi autorizada pela Lei nº 12.304/2010.
A Petrobras será a operadora, sendo-lhe assegurada
uma participação mínima de 30% no consórcio por ela constituído com o vencedor
da licitação para a exploração e produção em regime de partilha de produção.
A PPSA integrará o consórcio como representante dos
interesses da União no contrato de partilha de produção. A administração do
consórcio caberá a um comitê operacional, que será composto por representantes
da PPSA e dos demais consorciados. Essa empresa pública indicará a metade dos
integrantes do comitê operacional, inclusive o seu presidente, que terá poder
de veto e voto de qualidade.
A Lei nº 12.351/2010, além de introduzir o regime de
partilha de produção, dispõe sobre a criação do Fundo Social, cuja finalidade é
constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma
de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento da educação,
da cultura, do esporte, da saúde pública, da ciência e tecnologia, do meio
ambiente e de mitigação e adaptação às mudanças climáticas. Os recursos do
Fundo Social destinados aos programas e projetos devem observar critérios de
redução das desigualdades regionais.
A alíquota de royalties de 15% do valor da produção
e os critérios de distribuição do regime de partilha de produção foram
estabelecidos pela Lei nº 12.734/2012. Quando a produção ocorrer na plataforma
continental, no mar territorial ou na zona econômica exclusiva, os royalties
terão a seguinte distribuição:
−
22%
para os Estados confrontantes;
−
5%
para os Municípios confrontantes;
−
2%
para os Municípios afetados por operações de embarque e desembarque de
petróleo, gás natural e outro hidrocarboneto fluido, na forma e critérios
estabelecidos pela ANP;
−
24,5%
para constituição de Fundo Especial, a ser distribuído entre Estados e o
Distrito Federal, cujo rateio obedecerá às mesmas regras do rateio do Fundo de
Participação dos Estados e do Distrito Federal – FPE, de que trata o art. 159
da Constituição;
−
24,5%
para constituição de Fundo Especial, a ser distribuído entre os Municípios,
cujo rateio obedecerá às mesmas regras do rateio do Fundo de Participação dos
Municípios – FPM, de que trata o art. 159 da Constituição;
−
22%
para a União, a ser destinado ao Fundo Social, deduzidas as parcelas destinadas
aos órgãos específicos da Administração Direta da União, nos termos do
regulamento do Poder Executivo.
Observa-se, então, que no regime de partilha de
produção a alíquota de royalties de 15% é 50% maior que a alíquota mais alta do
regime de concessão que é de 10%. Além disso, 49% dos royalties são destinados
a todos os Estados e Municípios do País. Importa registrar, ainda, que o
excedente em óleo da União em Libra, estimado em 41,65%, é maior que a alíquota
mais alta de participação especial de 31,71%, aplicável ao campo de Roncador.
Também é importante destacar que a Lei nº 12.734/2012
teve seus critérios de distribuição impugnados por liminar da Ministra Cármen
Lúcia do Supremo Tribunal Federal. Dessa forma, não existe lei em vigor que
estabeleça como os royalties arrecadados sob o regime de partilha de produção
serão distribuídos.
Importa acrescentar que o petróleo não é uma
mercadoria qualquer e não existe substituto. Cerca de 90% do transporte mundial
de carga e de pessoas são realizados por derivados de petróleo. Além disso, o
petróleo é matéria-prima para a produção de produtos petroquímicos e
fertilizantes nitrogenados.
Por ser um dos principais recursos naturais da
humanidade, o petróleo vem motivando conflitos militares desde a 1ª Guerra
Mundial. Para evitar que interesses privados se sobreponham ao interesse
público, é essencial que as empresas estatais detenham as reservas e exerçam o
controle da produção, principalmente nos países exportadores.
As empresas estatais também dominam a produção de
petróleo no mundo. De acordo com o Banco Mundial, as empresas petrolíferas
estatais respondiam, em 2010, por 75% da produção mundial e 90% das reservas
provadas. Das 21 maiores produtoras, apenas três são privadas.
A descoberta da província do Pré-Sal mudou a
geopolítica do petróleo do Brasil. Considerando o que já foi descoberto,
pode-se dobrar a produção e a reserva num futuro próximo. Os reservatórios de
petróleo, na Bacia de Santos, são muito mais espessos que os da Bacia de
Campos. Assim, o volume de petróleo na Bacia de Santos é gigantesco.
Se a Petrobras não fosse estatal, talvez não tivesse
sido perfurado o primeiro poço do Pré-Sal, em Parati, que custou cerca de US$
250 milhões. É pouco provável que uma empresa privada corresse o risco de
investir esse valor em uma perfuração sem uma sísmica adequada. Na época, a
sísmica não conseguia “enxergar bem” abaixo da “camada de sal”.
Em Lula, Búzios e Libra, campos já descobertos no
Pré-Sal, os volumes recuperáveis são da ordem de 10 bilhões de barris em cada
um deles. Só essas três áreas são cerca de duas vezes maiores do que as
reservas atuais. Estava previsto a Petrobras sair de uma produção de petróleo
de 2,1 milhões de barris de petróleo por dia, em 2014, para 4,2 milhões de
barris por dia, em 2020. Se forem computadas as parceiras e outras empresas que
produzem petróleo no Brasil, em 2020, a produção nacional seria da ordem de 5
milhões de barris de petróleo por dia.
Com as Refinarias Premium I e Premium II, o Brasil
chegaria a uma capacidade de refino de 3,2 milhões de barris por dia. Haveria,
então, um excedente de 1,8 milhão de barris por dia para exportação. Sem essas
duas refinarias, até 2023, a capacidade de refino seria de 2,6 milhões de
barris de petróleo por dia. Se ocorrer isso, o Brasil poderá colocar no mercado
2,4 milhões de barris de petróleo por dia, com grande impacto nos preços.
No regime de concessão adotado no Brasil, o Estado
não tem, de fato, controle sobre o ritmo de produção. O mercado é totalmente
aberto. O produto da lavra é do concessionário. A única restrição que existe é
o atendimento ao mercado interno de derivados. Isso pode ser garantido, por
exemplo, com derivados importados.
O Pré-Sal já está produzindo cerca de 1 milhão de
barris por dia sob o regime de concessão. Sob esse regime, os Estados e
Municípios, por meio do Fundo Especial, receberam, em 2014, apenas R$ 1,481
bilhão decorrentes da produção petrolífera no Pré-Sal e no Pós-Sal.
A atual Diretora de Exploração e
Produção da Petrobras, Sra. Solange Guedes afirmou que, apesar de nem todos os
poços previstos para os sistemas de produção atuais na província do Pré-Sal
estarem conectados, os custos estão caindo. Segundo ela, o custo de extração no
Pré-Sal é de US$ 9,1 por barril.
Dessa forma, não se deve adotar o regime de
concessão, pois é baixo o risco exploratório, é baixíssimo o custo de extração
e o petróleo excedente ao consumo nacional deverá ser exportado. Nesse cenário,
o regime de partilha de produção ou de serviço são, tecnicamente, mais
adequados que o regime de concessão.
Ressalte-se, por fim, que o Brasil deverá ser formador
de preços no mercado internacional. Nesse cenário, é imprescindível que o ritmo
de produção seja definido pelo Estado, não pelas empresas privadas. Conclui-se,
então, que o regime de concessão é inadequado ao País, principalmente após a
descoberta, já comprovada, das gigantescas reservas de petróleo no horizonte
geológico do Pré-Sal.
