FUNDAÇÃO GETULIO VARGAS DEZ. 2010
CURSO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ADMINISTRAÇÃO PÚBLICA – CIPAD 8 – BRASÍLIA/DF
DISCIPLINA: ESTRATÉGIAS DE FLEXIBILIZAÇÃO DA AÇÃO DO ESTADO
PROFESSOR: ENRIQUE JERÔNIMO SARAIVA
ALUNOS: DEMETRIUS FERREIRA E CRUZ
FERNANDO BANHOS
JOSÉ GONÇALVES TRINDADE
A DESCOBERTA DO PRÉ-SAL E SEU IMPACTO NAS INSTÂNCIAS DE COOPERAÇÃO ENTRE ESTADO E MERCADO
Diante das promissoras descobertas do pré-sal no litoral brasileiro, o governo federal promoveu o discurso e encaminhou propostas legislativas para implementar algo que gostaria de ter feito desde o início: adotar um sistema com forte controle estatal no setor petrolífero. A camada do pré-sal é um gigantesco reservatório de petróleo e gás natural, localizado nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo.
Estas reservas estão localizadas abaixo da camada de sal, que podem ter até 2 km de espessura, portanto, encontram-se de 5 a 7 mil metros abaixo do nível do mar. Apenas três dos blocos que compõem a área do pré-sal (Tupi, Iara e Jubarte) seriam responsáveis pela possibilidade de recuperação de 15 bilhões de barris equivalentes de petróleo.
INTRODUÇÃO
A descoberta da camada pré-sal traz à luz a discussão sobre a mudança do papel do Estado brasileiro e sobre sua função reguladora. A aplicação do novo marco regulatório de produção e exploração do petróleo instiga ainda mais o debate sobre o papel do Estado regulador, tendo em vista que o modelo de partilha de produção permitirá que a União participe diretamente das decisões de cada projeto de exploração e produção, por meio de empresa criada com específica finalidade e, dessa forma, terá maior controle sobre o setor, obtendo ganhos financeiros gerados pelo aumento do preço do petróleo, em um cenário que indica a escassez desse combustível.
O modelo nacionalista é caracterizado pela criação de uma empresa 100% estatal para representar a União e tem a finalidade de fazer da Petrobras a principal empresa petrolífera do pré-sal. Além de ser a operadora única de todos os campos na região, a Petrobras terá a garantia que ficará com no mínimo de 30% dos consórcios a serem formados para explorar o pré-sal e ainda poderá ser escolhida diretamente, sem licitação, para desenvolver os campos mais rentáveis. Tudo isso estimulará o crescimento e fortalecimento da indústria nacional, a geração de emprego e renda em segmentos direta ou indiretamente ligados ao setor, que poderá se tornar exportadora de bens e serviços na área de petróleo e gás para o mercado mundial.
CONCESSÃO: O ATUAL MODELO
Concessão implica para o concessionário a obrigação de explorar, por sua conta e risco, conferindo-lhe a propriedade desses bens depois de extraídos, com encargos incidentes sobre tributos e participações contratuais. O modelo de concessão é o mais antigo do mundo, utilizado atualmente em diversos países produtores, cujo petróleo extraído é exclusivo do concessionário, que detém os direitos absolutos sobre certas áreas, objeto da concessão, o que lhe permite extrair e vender qualquer quantidade em troca de compensação financeira (remuneração ao Estado).
O contrato de concessão é o mais utilizado em países com regime fiscal-tributário desenvolvido e sólido. Em cenários de exploração mais incerta, com pouca informação disponível, o modelo mais adequado também é o de concessão. O contrato proporciona ao Estado um menor controle sobre as fases de exploração, produção e comercialização do petróleo. O proprietário do petróleo extraído, portanto, deverá pagar ao Estado tributos incidentes sobre a receita bruta auferida com a produção, que podem ser pagos em espécie ou em petróleo. Admite-se pagamento de outras taxas (bônus de assinatura, participação especial e taxas de ocupação ou retenção de renda).
O Estado, portanto, não assume qualquer risco com os custos de exploração, desenvolvimento, execução das obras e da produção do petróleo. O risco de exploração é suportado inteiramente pelo concessionário.
CURSO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ADMINISTRAÇÃO PÚBLICA – CIPAD 8 – BRASÍLIA/DF
DISCIPLINA: ESTRATÉGIAS DE FLEXIBILIZAÇÃO DA AÇÃO DO ESTADO
PROFESSOR: ENRIQUE JERÔNIMO SARAIVA
ALUNOS: DEMETRIUS FERREIRA E CRUZ
FERNANDO BANHOS
JOSÉ GONÇALVES TRINDADE
A DESCOBERTA DO PRÉ-SAL E SEU IMPACTO NAS INSTÂNCIAS DE COOPERAÇÃO ENTRE ESTADO E MERCADO
Diante das promissoras descobertas do pré-sal no litoral brasileiro, o governo federal promoveu o discurso e encaminhou propostas legislativas para implementar algo que gostaria de ter feito desde o início: adotar um sistema com forte controle estatal no setor petrolífero. A camada do pré-sal é um gigantesco reservatório de petróleo e gás natural, localizado nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo.
Estas reservas estão localizadas abaixo da camada de sal, que podem ter até 2 km de espessura, portanto, encontram-se de 5 a 7 mil metros abaixo do nível do mar. Apenas três dos blocos que compõem a área do pré-sal (Tupi, Iara e Jubarte) seriam responsáveis pela possibilidade de recuperação de 15 bilhões de barris equivalentes de petróleo.
INTRODUÇÃO
A descoberta da camada pré-sal traz à luz a discussão sobre a mudança do papel do Estado brasileiro e sobre sua função reguladora. A aplicação do novo marco regulatório de produção e exploração do petróleo instiga ainda mais o debate sobre o papel do Estado regulador, tendo em vista que o modelo de partilha de produção permitirá que a União participe diretamente das decisões de cada projeto de exploração e produção, por meio de empresa criada com específica finalidade e, dessa forma, terá maior controle sobre o setor, obtendo ganhos financeiros gerados pelo aumento do preço do petróleo, em um cenário que indica a escassez desse combustível.
O modelo nacionalista é caracterizado pela criação de uma empresa 100% estatal para representar a União e tem a finalidade de fazer da Petrobras a principal empresa petrolífera do pré-sal. Além de ser a operadora única de todos os campos na região, a Petrobras terá a garantia que ficará com no mínimo de 30% dos consórcios a serem formados para explorar o pré-sal e ainda poderá ser escolhida diretamente, sem licitação, para desenvolver os campos mais rentáveis. Tudo isso estimulará o crescimento e fortalecimento da indústria nacional, a geração de emprego e renda em segmentos direta ou indiretamente ligados ao setor, que poderá se tornar exportadora de bens e serviços na área de petróleo e gás para o mercado mundial.
CONCESSÃO: O ATUAL MODELO
Concessão implica para o concessionário a obrigação de explorar, por sua conta e risco, conferindo-lhe a propriedade desses bens depois de extraídos, com encargos incidentes sobre tributos e participações contratuais. O modelo de concessão é o mais antigo do mundo, utilizado atualmente em diversos países produtores, cujo petróleo extraído é exclusivo do concessionário, que detém os direitos absolutos sobre certas áreas, objeto da concessão, o que lhe permite extrair e vender qualquer quantidade em troca de compensação financeira (remuneração ao Estado).
O contrato de concessão é o mais utilizado em países com regime fiscal-tributário desenvolvido e sólido. Em cenários de exploração mais incerta, com pouca informação disponível, o modelo mais adequado também é o de concessão. O contrato proporciona ao Estado um menor controle sobre as fases de exploração, produção e comercialização do petróleo. O proprietário do petróleo extraído, portanto, deverá pagar ao Estado tributos incidentes sobre a receita bruta auferida com a produção, que podem ser pagos em espécie ou em petróleo. Admite-se pagamento de outras taxas (bônus de assinatura, participação especial e taxas de ocupação ou retenção de renda).
O Estado, portanto, não assume qualquer risco com os custos de exploração, desenvolvimento, execução das obras e da produção do petróleo. O risco de exploração é suportado inteiramente pelo concessionário.
O bônus de assinatura corresponde ao valor pago pela concessionária vencedora da licitação de campos exploratórios, no ato da assinatura do contrato, com a finalidade de obter a permissão para realizar suas atividades de pesquisa e exploração em determinada área, terrestre ou marítima. Seu valor mínimo é fixado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, no edital de licitação.
Royalty é um valor cobrado pelo proprietário de uma patente ou ainda por uma pessoa ou empresa que detém o direito exclusivo sobre determinado produto ou serviço. No caso do petróleo, os royalties são cobrados das concessionárias que exploram a matéria-prima e o valor arrecadado fica com o Estado. De acordo com a legislação brasileira, Estados e municípios produtores, além da União, têm direito à maioria absoluta dos royalties do petróleo. A divisão atual é de 40% para a União, 22,5% para Estados e 30% para os municípios produtores. Os 7,5% restantes são distribuídos para todos os municípios e Estados da federação.
Há países que aplicam a tributação progressiva (Imposto de renda – IR, Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS, contribuições e etc.) em caso de alta no valor do petróleo ou no volume de produção, caso o contrato de concessão não preveja uma taxa especial de retorno. No Brasil, essa taxa é chamada de participação especial, que não afasta a incidência do IR. Nesse caso, porém, o imposto incide alíquotas constantes e não progressivas. Portanto, os tributos convencionais devem incidir no setor do petróleo da mesma forma que os demais setores da economia.
A participação especial constitui dispositivo de captura progressiva de renda em projetos lucrativos e garante estabilidade de ganhos ao Estado, incide apenas se elevados volumes de petróleo forem produzidos, sendo calculada a uma alíquota de 10% a 40% da receita líquida auferida (deduzidos os custos de exploração e produção). Portanto, confere progressividade ao regime de concessão como decorrência do aumento no volume de produção.
Diferentemente dos royalties, a participação especial, é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários, nos casos de grande volume de produção ou de rentabilidade. A contribuição é paga trimestralmente, em relação a cada campo produtor, enquanto os royalties têm repasse mensal. O edital e o contrato estabelecem que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial, regulamentada por decreto do Presidente da República.
No Brasil, sobre a exploração e a produção de petróleo, merecem atenção as seguintes regras: as atividades de exploração, desenvolvimento e produção serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação. Os blocos do contrato serão definidos pela Agência Nacional do Petróleo – ANP, que deve fiscalizar a execução do contrato e o cumprimento das obrigações assumidas pelo concessionário. O contrato de concessão ainda prevê que a ANP exercerá o acompanhamento e fiscalização permanente de todas as operações, bem como de todos os registros, estudos técnicos disponíveis, inspeção de instalações e de equipamentos. Logo, a fim de permitir a fiscalização, todo concessionário deverá manter seus registros financeiros e contábeis detalhados dos gastos efetuados em benefício das operações da área de concessão, bem como manter em dia o inventário e os registros de todos os bens, instalações, construções, equipamentos, materiais e suprimentos, que sejam necessários para as operações e sua execução.
SISTEMA DE PARTILHA: A NOVA REALIDADE
A maior parte das reservas mundais está em territórios cujos países adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos como Arábia Saudita, Emirados Árabes, Irã, Iraque, Kuwait, Venezuela, dentre outros, que combinam características de mais de um modelo, porém com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção. O sistema de partilha costuma ser usado por países com reservas abundantes e baixo risco exploratório. Nesses contratos, a companhia ou consórcio que executa as atividades assume todo o risco exploratório. Em caso de sucesso, tem seus investimentos e custos ressarcidos em óleo (o chamado óleo-custo). O lucro da atividade resulta da dedução dos investimentos e custos de produção da receita total. Convertido em óleo, este valor é chamado de óleo-lucro, que passa a ser repartido entre a companhia ou consórcio e o governo, em porcentagens variáveis.
No modelo de concessão, sistema que continuará valendo para as áreas já leiloadas do pré-sal, que equivale a cerca de 1/3 das reservas de pré-sal já descobertas, a empresa vencedora das licitações fica com todo óleo extraído, pagando tributos como royalties e participação especial ao setor público. Todavia, pelo novo modelo, o óleo extraído é dividido entre a União e as empresas vencedoras dos leilões. Boa parte do petróleo ficará nas mãos da nova estatal do setor, representante do governo federal.
Na partilha de produção, os riscos das atividades de exploração são assumidos pelos contratados, que serão ressarcidos apenas se fizerem descobertas comerciais. Este pagamento é feito com o custo em óleo em valor suficiente para ressarcir as despesas da empresa contratada. O restante da produção (excedente em óleo) é dividido entre a União e a contratada.
A União poderá celebrar os contratos de duas formas: exclusivamente com a Petrobras (100%) ou a partir de licitações, com livre participação das empresas, atribuindo-se a Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios. Logo, o Governo Federal propõe que a Petrobras seja a operadora exclusiva por se tratar de uma empresa de economia mista, com capital privado e público, podendo ser utilizada como instrumento de implementação da política energética nacional, sempre preservando o direito dos acionistas minoritários.
Em cada um dos blocos sob sistema de partilha, será formado um Comitê Operacional para administrar o consórcio formado entre a Petrobras, e quando houver, as empresas vencedoras dos leilões. Esse Comitê definirá os planos de exploração a serem submetidos a ANP e os planos de avaliação das descobertas; fará a declaração de comercialidade de jazidas; definirá programas de trabalho e produção; analisará e aprovará orçamentos; supervisionará as operações, dentre outras atividades a serem desenvolvidas.
O CONTRATO DE PARTILHA
A propriedade do petróleo extraído é exclusiva do Estado, portanto cabe ao contratante explorar e extrair o petróleo em troca de uma parte do mineral. O contratante assume todos os custos e riscos, pois é o único na exploração, não possuindo qualquer direito de indenização do Estado caso o campo explorado não seja comerciável. Tais custos e riscos são assumidos em troca de uma partilha da produção resultante. Ao assinar o contrato, o contratante submete ao Estado o cronograma de trabalho e o orçamento do projeto, o qual deve refletir um mínimo esforço exploratório. O contratante assume, ainda, o controle gerencial do projeto de exploração e produção de petróleo, sendo de sua propriedade os equipamentos utilizados na exploração e produção de petróleo, os quais passarão a ser de propriedade do Estado quando o contratante for, integralmente, ressarcido pelos custos incorridos.
As reservas não extraídas permanecem como propriedade do Estado. É admissível o pagamento de bônus de assinatura na partilha de produção, mas a prática mais comum é não pagar bônus: vence a licitação o contratante que conferir uma maior participação, em favor do Estado, no volume de petróleo produzido. Como alternativa aos royalties, e de uso mais comum no contrato de partilha, está a limitação do valor de custos recuperáveis pelo contratante, fixado, em regra, entre 40% e 60% do petróleo produzido. Trata-se de uma cláusula interessante para o Estado, em especial se o projeto for de baixa lucratividade, e que põe um limite à possibilidade de o contratante superfaturar seus custos. A parte da produção que cabe ao Estado é retida e vendida ou armazenada pelo próprio Estado, mas o Estado poderá se valer de uma empresa estatal para gerenciar a comercialização de seu petróleo ou mesmo poderá contratar o próprio explorador do campo para administrar e comercializar o petróleo de propriedade do Estado.
Como o Estado na partilha de produção é proprietário de parte do petróleo extraído, deve o contratante entregar o petróleo in natura ao Estado ou pagar o valor em dinheiro. As duas hipóteses são possíveis. Caso o Estado opte por receber sua parte de petróleo em dinheiro, é evidente que não é necessário uma empresa estatal, entretanto, caso queira receber sua parcela de petróleo in natura, necessariamente caberá ao Estado o ônus de comercializar ou estocar tal petróleo. Como a ANP não é uma empresa estatal e sim uma agência reguladora, não se admite, do ponto de vista jurídico-constitucional, que ela realize, diretamente, a comercialização ou estocagem do petróleo de propriedade da União. Outra questão reside na possibilidade de o Estado arcar com custos de investimento, pesquisa e exploração do campo de petróleo, no modelo de partilha de produção chamado joint venture. Nesse caso, o Estado deverá realizar sua parceria com o contratante privado, necessariamente, por meio de uma empresa estatal.
A partilha da produção é realizada da seguinte maneira: uma parte da produção é retida pelo contratante a fim de recompensar seus custos de exploração, desenvolvimento e produção. Essa parcela é chamada de cost oil. A parcela restante de petróleo é chamada de profit oil, a qual é dividida entre Estado e contratante por uma fórmula estabelecida no contrato, a qual pode ser fixa ou progressiva, em caso de elevados níveis de volume de produção. O profit oil (chamado de óleo-lucro), em regra, costuma ser dividido à razão de 60% para o Estado e 40% para o contratante. Mas tal fração pode variar segundo o volume de produção, o preço do petróleo e a taxa de retorno esperada pelo investimento.
A despeito de admitir todas as hipóteses em sua pactuação, o contrato de partilha costuma garantir ao contratante receitas no início da execução contratual. Ao Estado, em contrapartida, cabem as receitas mais expressivas ao final do contrato. E, como os primeiros volumes de petróleo produzidos irão, em regra, compor a parcela do cost oil, a partilha de produção acelera a recuperação de custos incorridos pelo contratante. Por conseqüência, tal sistema não propicia renda ao Estado no início do contrato, situação essa que se inverte ao final, momento em que a fatia do Estado poderá aumentar significativamente, em boa parte devido ao mecanismo de limitação de recuperação de custos, de modo a compensar a ausência de ganhos no início do contrato. Portanto, a partilha de produção gera receitas ex post para o Estado. Tais ganhos podem até compensar a ausência de receita ao Estado no início do contrato, contudo, será desafiador incentivar a companhia petrolífera a continuar produzindo até o exaurimento do campo de petróleo.
JOINT VENTURE ENTRE ESTADO E CONTRATANTE
Um caminho alternativo para o Estado, mas dentro do modelo geral de partilha de produção, é o engajamento do Estado como sócio do contratante na assunção de custos e partilha de lucros na exploração e no desenvolvimento do projeto e, também, na fase de produção. É a chamada joint venture ou state equity e tem por objetivo, para o Estado, fomentar o sentimento de nacionalismo na condução da exploração de petróleo, facilitar a transferência de tecnologia, segredos industriais, habilidades comerciais e know-how do contratante para o Estado e obter maior controle sobre o desenvolvimento do projeto. Mas a joint venture impõe adversidades ao
Estado, tais como: o vultoso custo de investimento estatal, o risco de prejuízos ao Estado se o projeto não for lucrativo, os conflitos de interesse entre o Estado regulador e o Estado-empresário - sócio na joint venture. São inegáveis as vantagens financeiras da joint venture, porque o Estado possui mais recursos para investir do que as empresas, bem como consegue captar empréstimos a taxas bem menores do que as empresas. Dessa forma, a capacidade de produção de petróleo resultante tende a ser maior.
O MODELO DE PARTILHA: VANTAGENS E DESVANTAGENS
Estão sistematicamente elencados abaixo alguns dos aspectos que caracterizam as vantagens e as desvantagens da adoção do sistema de partilha, conforme exposto:
VANTAGENS DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
1, Na partilha de produção, o Estado possui maior controle sobre a operação realizada pelo contratante nas diversas etapas de exploração a produção, se comparado ao modelo de concessão.
O MODELO DE PARTILHA: VANTAGENS E DESVANTAGENS
Estão sistematicamente elencados abaixo alguns dos aspectos que caracterizam as vantagens e as desvantagens da adoção do sistema de partilha, conforme exposto:
VANTAGENS DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
1, Na partilha de produção, o Estado possui maior controle sobre a operação realizada pelo contratante nas diversas etapas de exploração a produção, se comparado ao modelo de concessão.
2. O petróleo extraído é de propriedade do Estado, que o partilha com o contratante, de acordo com o seguinte padrão: entrega-se ao contratante, geralmente em petróleo (admite-se em dinheiro), a parcela de petróleo, chamada de cost oil, necessária a recuperação de seus custos, integrais ou limitadas, se houver esta limitação no contrato; a parcela restante, chamada de profit oil, é dividida entre o Estado e o contratante, em proporção definida no contrato, a qual pode ser progressiva, cabendo ao contratante pagar os tributos incidentes sobre sua fatia no profit oil (óleo-lucro).
3. A inserção da cláusula de limitação de recuperação de custos pelo contratante constitui mecanismo eficaz aos interesses do Estado, porque garante a existência do profit oil (óleo-lucro) arrecadado em favor do Estado, mesmo que o projeto não tenha lucratividade.
4. A fração do profit oil (óleo-lucro) pertencente ao Estado pode assumir a forma progressiva, o que assemelha a uma participação especial, mas com a vantagem de que a recuperação de custo está, em regra, limitada por cláusula do contrato.
5. Trata-se de modelo contratual que, pela complexidade que pode apresentar, é capaz de proporcionar maior flexibilidade no ajuste da rentabilidade estatal ao longo do projeto de exploração e produção de petróleo.
6. Uma das vantagens do contrato de partilha é facilitar a leitura, pelo contratante, do regime fiscal adotado no País, dado que todas as regras estarão no contrato de partilha.
7. O contrato de partilha permite a adoção do modelo de joint venture entre o Estado e o contratante, o que apresenta uma inegável vantagem de ordem financeira: quando o Estado possui mais recursos para investir do que as empresas, e quando consegue captar empréstimos a taxas bem menores do que as empresas, a capacidade de produção de petróleo resultante tende a ser maior.
8. A joint venture, também chamada state equity, fomenta o sentimento de nacionalismo na condução, pelo Estado, da exploração de petróleo. A joint venture, ainda, facilita a transferência de tecnologia, segredos industriais, habilidades comerciais e know-how do contratante para o Estado, bem como outorga ao Estado maior controle sobre o desenvolvimento do projeto.
9. Com o regime de partilha, e consoantes com as vantagens apresentadas, o governo pode obter maior controle da exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam revertidos de maneira mais equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo, segundo seus defensores, é mais apropriado ao contexto atual, de estabilidade econômica e preço do petróleo elevado, e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País.
DESVANTAGENS DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
1. O contrato de partilha é mais complexo e custoso para o Estado administrar e monitorar. Todas as despesas do contratante deverão ser previamente aprovadas pelo ente estatal. Os esforços de monitoramento contábil pelo Estado são, portanto, consideráveis, mesmo porque há incentivos nefastos para que o contratante exagere nos seus custos, superfaturando-os ou mesmo simulando preços artificiais de venda a empresas coligadas. As receitas estatais são ex post pelas seguintes razões: os bônus de assinatura não são comuns, dado que o contratante oferece maior fração de profit oil ao Estado; e não é comum a cobrança de royalties. Como mecanismo de incentivo ao contratante, tem-se como exemplo o lançamento diferido das depreciações. E, caso o Estado opte por gerenciar o contrato por meio de uma empresa estatal, haverá indesejável ampliação da estrutura burocrática do Estado.
DESVANTAGENS DO REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
1. O contrato de partilha é mais complexo e custoso para o Estado administrar e monitorar. Todas as despesas do contratante deverão ser previamente aprovadas pelo ente estatal. Os esforços de monitoramento contábil pelo Estado são, portanto, consideráveis, mesmo porque há incentivos nefastos para que o contratante exagere nos seus custos, superfaturando-os ou mesmo simulando preços artificiais de venda a empresas coligadas. As receitas estatais são ex post pelas seguintes razões: os bônus de assinatura não são comuns, dado que o contratante oferece maior fração de profit oil ao Estado; e não é comum a cobrança de royalties. Como mecanismo de incentivo ao contratante, tem-se como exemplo o lançamento diferido das depreciações. E, caso o Estado opte por gerenciar o contrato por meio de uma empresa estatal, haverá indesejável ampliação da estrutura burocrática do Estado.
2. Como os ativos pertencem ao Estado, o valor de mercado das empresas contratadas cai, porque elas não poderão lançar em sua contabilidade ativos que pertencem ao Estado. Isso pode dificultar a obtenção de recursos financeiros pelas empresas a fim de conduzir os investimentos exigidos pelo projeto. Nesse momento, o Estado pode ser chamado a investir, especialmente nas fases iniciais do projeto, o que representa um risco maior para o Estado, pois o campo pode não ser produtivo.
3. Se não for negociada uma cláusula de barreira na recuperação de custos pela contratante, a partilha não estimulará a eficiência, dado que, se todos os custos vão ser reembolsados, não haverá um zelo maior, pelo contratante, no trato de suas despesas: reitera-se que poderá até mesmo existir incentivos perversos para que o contratante promova o superfaturamento de suas despesas.
4. Como exige alteração de norma constitucional e também infraconstitucional para operar, a partilha de produção poderá retardar o desenvolvimento do setor, como o atraso nas rodadas de licitações do pré-sal, por exemplo.
5. A fim de ressarcir os custos de exploração e produção, a produção inicial é entregue ao contratante e a participação governamental costuma ser usufruída apenas ao final do contrato, momento em que a fatia do Estado poderá aumentar significativamente, em boa parte devido ao mecanismo de limitação de recuperação de custos. Diz-se que a partilha de produção, para o Estado, gera receitas ex post. Tais ganhos podem até compensar a ausência de receita ao Estado no início do contrato, mas será desafiador incentivar a companhia petrolífera a continuar produzindo até o exaurimento do campo de petróleo, porque há o perigo de o contratante querer encerrar a produção e abandonar o campo antes do momento correto, isto é, antes do campo se exaurir.
6. A negociação de um contrato de partilha é bastante complexa; exige que os agentes do Estado conheçam tanto quanto (ou melhor do que elas) as empresas exploradoras os detalhes sobre os riscos do negócio, os custos de exploração, as tecnologias envolvidas, a qualidade do petróleo produzido etc. Isso é importante porque a rentabilidade do Estado depende, inclusive, da fixação de um teto que limite a recuperação de custos pelo contratante. Do contrário, o contrato de partilha poderá ficar muito inapropriado quando a real lucratividade do projeto for conhecida.
7. Se o passado do país registra poucos projetos bem sucedidos de produção de petróleo, o contrato de partilha de produção é de adoção mais difícil.
8. A adoção do mecanismo da joint venture é permitida na partilha de produção, a qual impõe adversidades ao Estado, tais como: o custo de investimento estatal, muitas vezes de valor considerável e de pagamento vinculado no tempo, poderá acarretar, portanto, constrição orçamentária para o Estado, especialmente se for pago em dinheiro. Como o Estado arca com parte do custo, haverá o risco de prejuízos ao Estado se o projeto não for lucrativo. Poderá haver conflitos de interesse entre o Estado regulador e o Estado-empresário, sócio na joint venture, especialmente quanto ao impacto ambiental e social do projeto, e a experiência internacional demonstra que a ação estatal como regulador costuma ser mais eficaz do que na condição de sócio.
9. Em regra, as companhias petrolíferas não apreciam as joint ventures, porque tal união acaba por partilhar culturas diferentes, as quais geram impacto negativo na eficiência produtiva.
CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO E A POLÊMICA CONSTITUCIONAL
A despeito de o art. 177, § 1º, da Constituição Federal, permitir que a União utilize qualquer modalidade de contrato para a exploração de petróleo e gás natural, deve ser observado que a redação dada ao art. 176 da Constituição, § 1º, impõe que os recursos minerais sejam explorados ou por autorização ou por concessão, isto é, não prevê qualquer outra modalidade de exploração como, por exemplo, o contrato de partilha de produção. E o caput do art. 176 expressamente garante a propriedade do produto da lavra ao concessionário, redação essa incompatível com o regime de partilha da produção, no qual a propriedade do petróleo extraído é da União, e não do contratante. Essa interpretação, ainda que estrita, conduz à polêmica jurídica de que a adoção do contrato de partilha de produção, na exploração de recursos minerais, poderia exigir não apenas alteração da Lei do Petróleo, mas uma emenda constitucional.
CONTRATO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO E A POLÊMICA CONSTITUCIONAL
A despeito de o art. 177, § 1º, da Constituição Federal, permitir que a União utilize qualquer modalidade de contrato para a exploração de petróleo e gás natural, deve ser observado que a redação dada ao art. 176 da Constituição, § 1º, impõe que os recursos minerais sejam explorados ou por autorização ou por concessão, isto é, não prevê qualquer outra modalidade de exploração como, por exemplo, o contrato de partilha de produção. E o caput do art. 176 expressamente garante a propriedade do produto da lavra ao concessionário, redação essa incompatível com o regime de partilha da produção, no qual a propriedade do petróleo extraído é da União, e não do contratante. Essa interpretação, ainda que estrita, conduz à polêmica jurídica de que a adoção do contrato de partilha de produção, na exploração de recursos minerais, poderia exigir não apenas alteração da Lei do Petróleo, mas uma emenda constitucional.
A adoção do modelo de contrato de partilha de produção, logo, pode não ser compatível com a atual redação dada ao art. 176 da Constituição, que exige concessão (ou autorização) e garante a integral propriedade do produto da lavra ao concessionário. E, como visto acima, no caso do sistema de partilha de produção, apenas parte da produção se torna propriedade da empresa exploradora.
CONCLUSÃO: A DINÂMICA DO MERCADO BRASILEIRO E AS DESCOBERTAS DO PRÉ-SAL
O contexto atual da Administração Pública exige, como nunca antes, que o Estado multiplique suas interações com a sociedade civil e o mercado, de maneiras diferenciadas e seguramente complexas.
CONCLUSÃO: A DINÂMICA DO MERCADO BRASILEIRO E AS DESCOBERTAS DO PRÉ-SAL
O contexto atual da Administração Pública exige, como nunca antes, que o Estado multiplique suas interações com a sociedade civil e o mercado, de maneiras diferenciadas e seguramente complexas.
Hoje, a rapidez das transformações e das dinâmicas sociais impõem técnicas cada vez mais cuidadosas de avaliação de cenários, gestão estratégica e sistemas eficazes de formulação e implementação de políticas públicas.
O cenário ainda é marcado por uma crescente exigência por padrões mínimos de qualidade nas ações de natureza pública, uma impositiva necessidade de assimilação de novas tecnologias e uma pressão cada vez mais clara por participação e por transparência.
É, portanto, em um ambiente complexo, novo e desafiador, que o País se encontra ao se deparar com o gigantesco desafio de conhecer, gerir, planejar, coordenar e maximizar os resultados da exploração de dezenas de bilhões de barris de petróleo em seu mar territorial.
Destarte, as instâncias de cooperação entre Estados e empresas, nesse contexto de desafios e instabilidades, exigem criatividade, ousadia e responsabilidade. O gestor público – ao menos o bom gestor público – jamais estará à altura dos desafios que o atual contexto impõe – se não abraçar, de forma verdadeira e constante, esse trinômio.
É por essa razão que a Administração não pode se fixar apenas nos modelos existentes quando a realidade impõe soluções mais complexas. É por essa razão que opta-se por um modelo de regime – a partilha – inovador e, inegavelmente, carregado de dúvidas e incertezas.
Ainda é cedo para julgar a correção ou não da decisão da Administração. Não obstante, independentemente do modelo, cabe à sociedade cuidar de garantir, com olhos vigilantes, que o foco deve estar no desenvolvimento do setor, na garantia de fornecimento de energia em todo território nacional, na livre concorrência e na competitividade, ou seja, na modulação de um regime que garanta o uso racional e eficiente dos recursos naturais e um ambiente que garanta competitividade e impeça o uso abusivo de poder econômico, promovendo segurança energética, riqueza e desenvolvimento sustentável para toda a nação.
BIBLIOGRAFIA
FREITAS, Paulo Springer. Rendas do petróleo, questão federativa e instituição de fundo soberano. Textos para discussão nº 53. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
GOMES, Carlos Jacques Vieira. O marco regulatório da prospecção de petróleo no Brasil: o regime de concessão e o contrato de partilha de produção. Textos para discussão nº 55. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
GOMES, Carlos Jacques Vieira; CHAVES, Francisco Eduardo Carrilho; VIEGAS, Paulo Roberto Alonso; FREITAS, Paulo Springer. Avaliação da proposta para o marco regulatório do pré-sal. Textos para discussão nº 64. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
HAGE, José Alexandre Altahyde. Poder Político e Regulação do Pré-Sal. Meridiano 47, nº 112. 2009.
LIMA, Paulo César Ribeiro. Os desafios, os impactos e a gestão da exploração do pré-sal. Estudo – Consultoria Legislativa da Câmara dos Deputados. 2008.
O ESTADO DE SÃO PAULO. Demagogia no pré-sal. Edição de 18 de março de 2010.
PEREZ, Adriana Hernandez. Análise Econômica dos Contratos de Exploração & Produção de Petróleo. Centro de Economia e Petróleo – IBRE/FGV. 2008. Disponível em http://www.fgv.br/noticias_internet/ARQ/14168.pdf. Acesso em 29.11.2010.
BIBLIOGRAFIA
FREITAS, Paulo Springer. Rendas do petróleo, questão federativa e instituição de fundo soberano. Textos para discussão nº 53. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
GOMES, Carlos Jacques Vieira. O marco regulatório da prospecção de petróleo no Brasil: o regime de concessão e o contrato de partilha de produção. Textos para discussão nº 55. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
GOMES, Carlos Jacques Vieira; CHAVES, Francisco Eduardo Carrilho; VIEGAS, Paulo Roberto Alonso; FREITAS, Paulo Springer. Avaliação da proposta para o marco regulatório do pré-sal. Textos para discussão nº 64. Centro de Estudos da Consultoria do senado Federal. 2009.
HAGE, José Alexandre Altahyde. Poder Político e Regulação do Pré-Sal. Meridiano 47, nº 112. 2009.
LIMA, Paulo César Ribeiro. Os desafios, os impactos e a gestão da exploração do pré-sal. Estudo – Consultoria Legislativa da Câmara dos Deputados. 2008.
O ESTADO DE SÃO PAULO. Demagogia no pré-sal. Edição de 18 de março de 2010.
PEREZ, Adriana Hernandez. Análise Econômica dos Contratos de Exploração & Produção de Petróleo. Centro de Economia e Petróleo – IBRE/FGV. 2008. Disponível em http://www.fgv.br/noticias_internet/ARQ/14168.pdf. Acesso em 29.11.2010.
