Pré-sal: entendendo o problema e qualificando as soluções

O texto a seguir foi preparado pelos professores(*) do Grupo de Economia da Energia do IE/UFRJ com o objetivo de ajudar o leitor a compreender a natureza dos problemas enfrentados no Pré-sal e das soluções propostas para resolvê-los. A partir dele é possível identificar as dificuldades ainda existentes na própria formulação do problema, assim como, a lógica de cada uma das soluções que estão sendo propostas no debate sobre o pré-sal. Em outras palavras, o texto procura ajudar o leitor a entender qual é a lógica do jogo e o que significa cada uma das cartas colocadas na mesa, nesse debate fundamental para o futuro do país.

Debatendo O Regime Fiscal E O Modelo Institucional Para A Área Do Pré-Sal

O governo Lula está diante da necessidade de tomar uma decisão crucial para o futuro do país. Trata-se da modificação ou não do Regime Fiscal e do Modelo Institucional do setor petrolífero brasileiro, em particular devido às descobertas anunciadas na área atualmente conhecida como Pré-sal. O debate sobre as possibilidades de mudanças nestes dois registros surgiu em função da constatação de que a descoberta da área do pré-sal descortinou uma nova realidade geológica para o Brasil e para a própria indústria petrolífera mundial. Os resultados dos primeiros esforços exploratórios nesta área indicaram um potencial petrolífero antes impensável no Brasil.

Dado o nível de conhecimento técnico disponível hoje, já é possível afirmar que estas descobertas modificam radicalmente as condições de contorno da exploração do petróleo no Brasil, tanto pela escala potencial das reservas quanto pelos desafios tecnológicos a serem enfrentados. No plano internacional, abre-se para a indústria petrolífera mundial uma nova fronteira de exploração e que obrigará as empresas a revisarem suas estratégias exploratórias.

A constatação de que a geologia do pré-sal é totalmente distinta das outras áreas no Brasil, no que tange seu potencial petrolífero, gerou o questionamento se o arcabouço regulatório e fiscal atualmente em vigor no Brasil seria adequado para esta área. Este debate é de extrema relevância, mas tem pendido para a busca de soluções simples para um problema novo e complexo.

Uma dificuldade particularmente crítica neste momento diz respeito ao contexto ainda de informação incompleta sobre a extensão e o grau de interconexão entre as descobertas anunciadas a partir da prospecção nos diferentes blocos do pólo pré-sal. Em outros termos, a pergunta central é: até onde se estendem as acumulações destes blocos? Trata-se de um campo único? A resposta a esta questão seria central para a tomada de decisões governamentais e empresariais no que diz respeito ao planejamento da produção futura.

Por ora, como esta resposta é desconhecida, o debate atual vem confrontando duas possibilidades básicas: a manutenção do regime atual de concessões ou a adoção de um novo baseado na partilha de produção. Para entender este debate é preciso apontar as principais diferenças entre estes dois regimes.

O regime de concessões é em geral adotado em países com um significativo risco geológico. Este sistema tem como principal característica o fato de transferir para as empresa petrolíferas o risco de identificação das reservas. Neste caso, as participações governamentais são formadas pelo Bônus de Assinatura, Taxas de Retenção de Área, Royalties e Participações Especiais. Vale ressaltar que os principais componentes das participações governamentais são os Royalties e as Participações Especiais, os quais incidem, respectivamente, sobre o faturamento do projeto e sobre o valor agregado do campo.

Cada uma destas participações tem objetivos distintos com relação aos incentivos a serem dados aos agentes econômicos que atuam na indústria. O Bônus de Assinatura é definido nas rodadas de licitações de blocos de petróleo. É importante salientar que a função principal deste bônus não é arrecadar, mas selecionar, de forma competitiva, as empresas que atuarão no setor. Ao atribuir o bloco exploratório às empresas que pagam o maior bônus, busca-se excluir as empresas com o menor comprometimento com o esforço exploratório no país. A Taxa de Retenção de Área tem como objetivo desestimular a retenção de concessões sem a respectiva exploração.

Vale ressaltar que o sistema de concessão não garante às empresas operadoras a recuperação dos seus custos de investimentos e operacionais. Desta forma, ao estabelecer as participações governamentais é necessário fixá-las em um nível que viabilize a atratividade do investimento exploratório numa área, levando-se em conta o risco geológico, tecnológico e de mercado.

O regime de partilha de produção tem uma lógica econômica e uma estrutura de incentivos totalmente distintas do regime de concessões. Nesse regime o Estado, através de uma empresa estatal, compartilha os riscos do empreendimento com a empresa operadora visando maximizar o valor das participações governamentais. Em geral, o regime de partilha da produção é utilizado em países com baixo nível de risco geológico. Na ausência de risco geológico, o Estado pode compartilhar o risco de mercado com a empresa operadora e se apropriar de uma parcela maior dos resultados. A empresa operadora é responsável pelos investimentos e terá o direito de recuperar os custos de investimento e operacionais. A partilha se dá em cima do resultado do campo. Desta forma, como os riscos para recuperação do investimento são pequenos, a operadora aceita uma divisão de resultados favorável à empresa estatal (por exemplo, 30% para a operadora - 70% para a empresa estatal).

É importante notar que é cada vez mais freqüente a existência de formas híbridas de regimes de contratação, comportando características dos dois regimes ou mesmo a coexistência dos dois regimes em áreas com diferentes condições de risco exploratório.

Simplificando, poderíamos dizer que o sistema de concessões embute uma precificação de um risco geológico e de mercado que é transferido às empresas petrolíferas. Quando o risco geológico é baixo ou não existe, é mais interessante para o Estado utilizar o sistema de partilha da produção, permitindo reduzir o risco para as empresas e aumentar as participações governamentais.

Apesar das informações serem ainda incompletas com relação ao conhecimento geológico atual da área do Pré-Sal, está claro que o risco geológico desta área é totalmente diferente do risco presente nas áreas licitadas até então. Neste contexto, é razoável questionar se a estratégia mais adequada para o Estado brasileiro é manter o regime regulatório e fiscal inalterados para este Pólo da área do Pré-sal.

Cabe ainda salientar que licitar áreas com muito baixo risco geológico e com grandes volumes de reservas potenciais é uma operação totalmente distinta da licitação de blocos petrolíferos com risco geológico. Licitar áreas do Pré-sal sob regime de concessões significa dar ao Bônus de Assinatura uma função arrecadatória. Ou seja, as empresas disputariam as “reservas” pagando um valor presente líquido estimado ao Estado. Ademais, implicará numa redução da participação do Estado na renda petrolífera já que as empresas tenderão a adotar uma taxa de desconto muito mais elevada do que aquela que utilizaria o próprio Estado na estimação deste valor presente. Ademais, o tempo associado à organização de uma rodada de licitações especial e ao desenvolvimento de um programa exploratório para os novos blocos concedidos poderia retardar muitos o desenvolvimento da produção no pólo pré-sal da Bacia de Santos.

Os defensores da manutenção do regime atual alegam que bastaria elevar o valor das Participações Especiais para garantir uma apropriação mais justa por parte do Estado na renda petrolífera brasileira. Apesar da alíquota das Participações Especiais não incidirem sobre os custos de produção, apenas sobre o valor agregado do campo, as empresas ainda estariam arcando sozinhas com o risco de variação do preço do petróleo. Para garantir que irão recuperar todos os custos dos projetos, a margem exigida terá que ser maior. Ou seja, de toda forma, o sistema de concessões continua a precificar um risco, fazendo com que as participações governamentais sejam menores do que poderiam ser no sistema de partilha.

Caso se trate de um campo único, a viabilidade jurídica da manutenção do regime atual dependerá de uma grande negociação para “unitização” das reservas descobertas. Ou seja, os diferentes consórcios deverão entrar em acordo e elaborar um único plano de desenvolvimento da produção. Além disto, será necessário decidir como a União se apropriará da renda petrolífera correspondente ao óleo encontrado nas áreas adjacentes aos blocos e que ainda não foram concedidas.

A segunda alternativa considerada implicaria numa outra modalidade de exercício dos direitos de propriedade da União sobre o óleo descoberto. Neste caso, uma empresa estatal, não operadora, poderia ser criada para exercer este papel. Nem a Petrobras pelo caráter de empresa mista, nem a ANP (como já chegou a ser veiculado) por sua função reguladora poderiam exercer esta função.

Ambas as soluções aventadas até o momento apresentam grandes desafios políticos, jurídicos e institucionais para se viabilizar. O importante neste momento não é desqualificar por princípio uma das alternativas consideradas. Até porque uma negociação em busca de um consenso só é possível respeitando os pontos de vista dos adversários.

O Brasil inevitavelmente terá que encontrar uma solução que atenda ao interesse nacional e que seja inovadora e criteriosa visando equacionar um problema de tamanha complexidade e que ainda é emoldurado por uma situação de informação incompleta. Neste debate não cabem argumentos simplistas, tampouco fazer de conta que nada mudou. Se o Brasil optar por mudanças do regime de contratação, da estrutura de participações governamentais e do marco legal/regulatóro na área do Pré-Sal não estará inventando nada. Não será nenhum pecado original. Na verdade, não será nem mesmo um pecado, tampouco original.

(*) Edmar de Almeida, Helder Queiroz Pinto Júnior e Ronaldo Bicalho

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