Cinco pontos explicam novo modelo exploratório do pré-sal

  • 21 outubro 2013
Petrobras (Foto AFP)
Image caption Protesto na frente da sede da Petrobras

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:

1) 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.

2) 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.

3) 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.

4) 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.

5) 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.

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