Protesto na frente da sede da Petrobras
O leilão do campo de Libra,
cujo resultado será anunciado nesta segunda-feira, será o primeiro
realizado sob vigência do novo marco regulatório para a exploração
petrolífera no Brasil.
Aprovado em 2010 para o desenvolvimento das
reservas do pré-sal, o novo modelo substituiu o regime de concessões
pelo regime de produção partilhada.
Ele 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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