União pode ser "carregada por sócios" em áreas já licitadas

O governo promoveu uma série de reuniões informais em Brasília ao longo desta semana e os interlocutores tiveram uma idéia de alguns dos principais pontos a serem modificados no marco regulatório do setor de petróleo e gás. Muitas coisas ainda estão indefinidas, mas a União - e também as empresas envolvidas - já desconfiam que precisarão se associar para explorar o petróleo nas áreas já licitadas do pré-sal. E isso - caso se confirme - vai custar muito dinheiro. Como o governo não tem esses recursos, a alternativa é que as empresas "carreguem" a União.
O acordo de exploração, que é comum na indústria, será necessário porque tudo indica que alguns blocos concedidos têm reservatórios que se estendem para fora da área licitada, e por isso ainda pertencem à União. Na confirmação dessa hipótese, a União se tornará "sócia" de empresas como Repsol, BG, Galp, ExxonMobil, Hess e Petrobras, só para citar algumas.
Nesse cenário, a empresa 100% estatal para participar do "cluster" de Tupi tem grandes chances de ser efetivada. Não-operacional, ela ficaria encarregada do gerenciamento das reservas que são da União, não serão licitadas e farão parte de um grande acordo para individualização da produção.
O problema que surge na unitização com a União é definir a quem caberá perfurar os poços - o custo é de US$ 100 milhões, cada - necessários para se delimitar a área, já que é preciso definir onde começa o reservatório, até onde ele vai e quanto disso está fora da concessão. Nesse caso, a Petrobras poderá ser encarregada de delimitar a área da União. Resta saber como ela será remunerada, como lembram os analistas Paula Kovarsky e Diego Mendes, do Itaú Securities.
Nos demais investimentos que caberiam à União para início do desenvolvimento da produção de petróleo e gás nos reservatórios já descobertos no pré-sal de Santos, o governo quer que os sócios "carreguem" a nova estatal. No jargão do setor isso ocorre quando os demais sócios investem o valor que seria obrigação de outro sócio, sendo o pagamento feito quando a produção começar, em petróleo.
A idéia de fazer um aporte de capital na Petrobras também ganha força, dado o desafio que ela terá à frente para investir os bilhões de dólares necessários para produzir o petróleo em condições tão difíceis, tanto geográfica quanto financeiramente. Depois das eleições deste ano o governo pretende formular uma nova legislação que vai alterar a Lei do Petróleo. Nessa mudança poderá ser introduzida a possibilidade de inserir a partilha da produção ou o contrato de prestação de serviços.
Hoje, o artigo 23 da Lei do Petróleo diz que "as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, na forma estabelecida nesta Lei". Além disso, ela prevê que quem administra o monopólio da União é a Agência Nacional do Petróleo (ANP). Sem mudar a Lei não será possível aplicar a partilha, que passaria a valer apenas para os campos não licitados.
Nesse novo marco regulatório pretendido pelo governo, Estados e municípios terão uma parte menor dos royalties. É na lei que está o teto fixado em 10% (que pode aumentar), o mínimo de 5% (que pode cair para facilitar a entrada de pequenas empresas em campos maduros ou marginalmente produtivos), e a destinação para Estados e municípios produtores e afetados. A interpretação corrente em Brasília é de que a maior resistência à mudança de destinação virá do Rio de Janeiro, hoje o principal beneficiário. Mas a avaliação é que o Rio ficará isolado no Congresso dado o atrativo, para os demais Estados, da receita extra.
O presidente da norueguesa Norse Energy, Kjetil Solbreakke, afirmou que o modelo de exploração de petróleo no Brasil já se assemelha ao que é feito no país escandinavo. Para o executivo, uma mudança brusca nas regras do setor petrolífero no Brasil dificilmente caminhará na direção do modelo norueguês. "O modelo no Brasil já é muito semelhante ao norueguês. É um modelo no qual há diversidade de empresas, o estado controla uma grande companhia, há grandes ambições de desenvolver a indústria local e há transparência", frisou o executivo, que esteve ontem em evento no Rio.
"Espero que a discussão atual, e entendo que é uma discussão política bastante importante, não destrua essa oportunidade que o país tem", disse.
Entre as discussões mais avançadas está a elevação da Participação Especial (PE). Regulamentada através do decreto presidencial nº 2.705 de 1998, a PE tem hoje alíquota máxima de 40%, mas a efetiva é de cerca de 32%, pagos por campos de alta produtividade começando quatro anos após o início da produção. Em 2007 a PE rendeu cerca de R$ 3,5 bilhões ao governo federal, oriundos em sua quase totalidade da produção de campos gigantes da Petrobras na bacia de Campos. Atualmente, apenas 50% da arrecadação da Participação Especial e 35% dos royalties vão diretamente para o governo federal. E ele quer mais.
A disposição do governo de elevar a PE vem sendo até mencionada como solução para aumentar a fatia da arrecadação no setor sem mudar a legislação. Mas tanto as petroleiras privadas quanto a Petrobras defendem que a mudança seja válida apenas para os campos que não entraram em fase de desenvolvimento da produção, já que seria uma modificação na regra pós-contrato que afeta a rentabilidade dos projetos. Contudo, em Brasília, a intenção é aumentar a PE para campos ainda sem produção, incluindo os já licitados e não só os do pré-sal. A medida, que afeta principalmente a Petrobras, também teria efeitos sobre projetos em fase final de desenvolvimento da produção como os campos Polvo (Devon), Peregrino (da StatoilHydro) e Nautilus e Argonauta (Shell).

29/08/2008

Fonte: Ministério do Planejamento