Democratização da Comunicação, Reformas de Base e Direitos Humanos

25 de outubro de 2013

Entenda a diferença entre os modelos de exploração de petróleo

1) Modelo Concessão

As primeiras regras de exploração, estabelecidas no final da década 1930, determinavam que o petróleo pertenceria à União, mas as empresas poderiam explorar sob o modelo de concessão. Neste regime, o governo concede ao setor privado, por meio de licitação, o direito de exploração dos campos. O concessionário é dono de todo o petróleo que extrair. Em contrapartida, o governo recebe uma remuneração, que são os chamados royalties. Esse regime vigorou até 1958, com a criação da Petrobr
ás, que passou a deter o monopólio de exploração. Em 1997, porém, o governo do então presidente Fernando Henrique Cardoso, decidiu voltar com o modelo de concessão, abrindo o mercado para a entrada de outras empresas privadas, incluindo estrangeiras. Desde então, vieram para o País grandes grupos como a Chevron e o BG. A concessão é utilizada para áreas consideradas não estratégicas e que não envolvam o pré-sal.

O que as empresas têm de pagar para o governo

 
A concessionária paga royalties, que são uma espécie de imposto sobre faturamento, cuja alíquota mínima é de 5%, e a máxima, de 10%. Além dos royalties, a empresa terá de pagar um bônus de assinatura, que é um pagamento feito pela empresa para ter direito de explorar a área. O valor do bônus de assinatura pode determinar a vencedora do leilão: ganha quem oferecer o maior valor (incluindo outros critérios como participação de equipamentos produzidos no País e plano de exploração). O bônus de assinatura não chega a representar 10% da arrecadação governamental. Para os campos de alta produtividade, as concessionárias devem pagar uma  participação especial, que pode chegar a 40%.


2) Modelo Partilha

 
O modelo de exploração por partilha da produção começou a ser formulado em 2008, logo após a descoberta do campo de Lula, na costa do Rio de Janeiro. Ele regulamenta a exploração de campos estratégicos, em que há grande volume de produção, como o pré-sal. As empresas inscritas para esse certame terão de oferecer um valor mínimo de R$15 bilhões para explorar Libra. Os 1,4 milhão de barris que serão potencialmente extraídos por dia dessa reserva serão de propriedade do governo, e não das empresas, como acontece no modelo de concessão. Do petróleo extraído, pelo menos 41,6% será da União, mas vencerá a disputa quem ampliar essa fatia. A empresa vencedora terá a Petrobras como sócia, que será operadora obrigatória com no mínimo 30% de participação. A Pré-sal SA (PPSA), estatal criada pelo governo, vai ser dona da metade dos assentos do comitê operador do consórcio que vencer Libra.


O que as empresas têm de pagar para o governo

 
No regime de partilha, a União é dona de todo o petróleo extraído. Neste modelo, a extração fica por conta das empresas, que terão de investir na operação. A emperesa também deverá pagar royalties e bônus de assinatura, e empregar 1% da receita em inovação e pesquisa. |A concessionária terá direito a receber, em óleo, uma restituição do custo de exploração. Essa parcela é chamada de óleo excedente, ou seja, a parcela de óleo que excede os custos de exploração.
Fontes: Luís Pacheco, do escritório Veirano Advogados, especialista em petróleo e Paulo Springer, mestre em Economia pela USP, consultor do Senado Federal.

Cinco pontos explicam novo modelo exploratório do pré-sal 

O leilão do campo de Libra foi o primeiro a ser realizado sob vigência do novo marco regulatório para a exploração petrolífera no Brasil.
Saiu vencedor o consórcio formado pela francesa Total, pela americana Shell, pelas chinesas CNPB e CNOOC, e pela Petrobrás, após um leilão marcado por protestos. Aprovado em 2010 para o desenvolvimento das reservas do pré-sal, o novo modelo substituiu o regime de concessões pelo regime de produção partilhada. O modelo garante uma participação ampla da Petrobras e de entes estatais na exploração dos poços, ainda que em parceria com empresas privadas.

Abaixo, a BBC explica em 5 pontos o que mudou com tal modelo: 

a) Propriedade do petróleo

Uma diferença básica entre o regime de concessões e o de produção partilhada é que, no primeiro, as petrolíferas são donas do petróleo produzido, enquanto que no segundo o petróleo é da União. 

b) Remuneração das empresas

Como consequência da diferença acima, no modelo de concessões, as empresas privadas remuneram o Estado pelo "direito" de extrair petróleo por meio de royalties, impostos e de um bônus de assinatura (pagamento feito de imediato ao assinar o contrato).Já no novo modelo além de o Estado receber os royalties, impostos e bônus de assinatura, também "recebe" das empresas o petróleo extraído das reservas em questão.Na prática, as petrolíferas privadas são "remuneradas" pelo Estado por seus investimentos com parte da produção.No caso de Libra, por exemplo, o edital do leilão estabelece que a União ficará com um mínimo de 41,65% do chamado "lucro-óleo" - o petróleo produzido depois de descontados os custos de produção.

No leilão, o bônus de assinatura é fixo (R$ 15 bilhões) e a petrolífera vencedora será a que se dispuser a abrir mão de uma fatia maior desse lucro-óleo em favor da União.Já em um leilão de concessão em geral vence quem oferece o maior bônus de assinatura ou mais royalties ao Estado. 

c) Participação da Petrobras

No modelo adotado pelo Brasil em 2010, a Petrobras tem uma parcela mínima de 30% em todos os projetos do pré-sal e só os outros 70% é que vão a leilão.

A estatal também pode se juntar a um dos consórcios competindo por esses 70% para aumentar sua parcela nos projetos.Além disso, ela é a "operadora" dos campos, ou seja, é responsável pela administração e decisões estratégicas, o que lhe dá controle sobre todo o processo de produção - desde a tecnologia que será utilizada até o ritmo de exploração.Em um regime de concessão, as operadoras seriam as empresas privadas."Na prática, no novo modelo as empresas estrangeiras são quase que simples financiadoras dos projetos", acredita Carlos Assis, especialista em gás e petróleo da consultoria EY. 

d) Estatal do pré-sal

No novo modelo, também será criada uma estatal para supervisionar a exploração do petróleo do pré-sal - a chamada Pré-sal Petróleo SA, ou PPSA.

A empresa seria instalada a princípio em uma sala da Agência Nacional do Petróleo (ANP), segundo o jornal Valor Econômico, mas poderia chegar a ter 180 funcionários. Não está claro até que ponto a PPSA interferirá nos projetos e como se relacionará com as empresas.A ideia, porém, é que tenha poder de veto sobre decisões estratégias - o que, para analistas como Assis e Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura, amplia as incertezas dos investidores privados. 

e) Conteúdo nacional

No novo modelo também foram incluídos requerimentos sobre o conteúdo nacional dos projetos.O percentual mínimo de componentes brasileiros usados na operação tem de ser de 37% na fase de exploração, 55% na fase de desenvolvimento até 2021 e 59% depois desse ano.Segundo analistas, há dúvidas sobre a capacidade da indústria nacional conseguir suprir as necessidades de bens e serviços de alto valor agregado dos projetos nesses prazos. 

3) Modelo Prestação de Serviços 

Uma empresa é contratada para realizar as atividades de exploração e produção e tem seus serviços pagos segundo metodologias contratuais predefinidas. Nesse modelo, toda a produção normalmente é de propriedade do Estado. Cerca de 80% das reservas mundiais estão em países que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos, que misturam características de mais de um modelo, mas sempre com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção. Os setores mais nacionalistas do Brasil preconizavam o Modelo de Prestação de Serviços como ideal para ser incorporado no Marco Regulatório.

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