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Partilha ou concessão? Entenda as diferenças entre os modelos de produção

por Marsílea Gombata publicado 21/09/2015 10h13
Em pauta no Congresso brasileiro, regimes de exploração de hidrocarbonetos propõem caminhos diferentes para as receitas
Roberto Stuckert Filho/PR
partilha pré-sal

Presidenta Dilma Rousseff durante cerimônia de assinatura do Primeiro Contrato de Partilha do Pré-Sal, em dezembro de 2013

Preocupados com o lucro ainda em parte desconhecido que o petróleo do pré-sal pode render, parlamentares debatem mudanças no modelo de exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos. O grande dilema é se o poder deve ficar nas mãos do Estado ou das empresas concessionárias.

Projeto de Lei 6726/13, do deputado Mendonça Filho (DEM-PE), que prevê mudança do regime de partilha para o de concessão poderá entrar na pauta do Congresso Nacional, se for aprovado requerimento e urgência para sua análise. O modelo de concessão foi utilizado pelo País até 2010, quando a sanção das leis 12.276/10 e 12.351/10 criaram um novo marco para a exploração do pré-sal. No fim de 2009, o Poder Executivo enviou ao Congresso Nacional quatro projetos de lei cujo objetivo era instituir um novo marco regulatório para a exploração da commodity no Brasil. A ideia era instaurar o regime de partilha às áreas de exploração descobertas dali em diante, deixando o modelo de concessão apenas para os contratos que já tinham sido feitos.

Apesar dos diferentes arranjos institucionais do marco de cada país, de forma simplificada, a principal característica entre os regimes de concessão é que o concessionário é o dono de todo o petróleo que produz. No modelo de partilha, por sua vez, o Estado é o dono do petróleo produzido.

A primeira conclusão que se pode chegar a partir disso é que no regime de concessão quem ganha são as empresas, enquanto no de partilha é o Estado. Trata-se, no entanto, de uma ideia levemente equivocada. Afinal, os dois tipos de regime implicam em receitas para o Estado. Quando se trata de concessão, por exemplo, a empresa concessionária é, de fato, dona do óleo explorado, mas também é obrigada a pagar participações ao governo. No Brasil, por exemplo, as concessionárias são obrigadas a pagar bônus de assinatura, além de royalties, tributos sobre a renda, participação especial, e taxa por ocupação da área em alguns casos.

Por bônus de assinatura pode-se entender um pagamento feito pela empresa na assinatura do contrato de exploração. Esse valor é definido durante o leilão em que se escolhe a concessionária. Em geral, vence o leilão a empresa que oferecer o maior valor e a que apresentar um plano de exploração mais satisfatório. O valor do bônus de assinatura é anual. Os royalties, por sua vez, correspondem a um percentual sobre o valor de produção do campo petrolífero, como se fosse um imposto sobre faturamento.

Em termos contratuais, o regime concessão prevê que a propriedade do petróleo extraído em uma determinada área (bloco objeto da concessão) é exclusiva do concessionário, por um certo período de tempo (de 20 a 30 anos, em geral), em troca de compensação financeira.

Pelo contrato de partilha, em vigor desde 2010 para a exploração dos campos do pré-sal, o Estado é proprietário do petróleo extraído, cabendo à empresa contratante explorar e extrair o petróleo, às suas custas, em troca de uma parte de petróleo extraído. As reservas que não são extraídas continuam propriedade do Estado. Nesse caso, o contratante é o único a fazer a exploração e assume todos os custos e riscos da operação. Como não tem qualquer direito de indenização por parte do Estado caso o campo explorado não seja comerciável, o contratante assume custos e riscos em troca de partilha da produção.

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Apesar de em alguns casos haver pagamento de bônus de assinatura, o mais comum é esse não ocorrer, vencendo a licitação a empresa cujo plano significar maior participação em favor do Estado. A parte da produção que cabe ao Estado é retida e armazenada pelo mesmo ou por uma empresa estatal que gerencia a comercialização do petróleo. A Petrobras, por exemplo, atua sempre como operadora, com uma participação mínima de 30%. Em outros casos, pode haver a possibilidade de o Estado contratar a mesma empresa exploradora do campo para administrar o petróleo de propriedade estatal.

Dentre as vantagens em se ter o Estado como controlador da produção, segundo o regime de partilha, estão pontos como o poder de controlar melhor o ritmo da produção; manejar diretamente a venda do petróleo para o exterior; poder planejar o setor como engrenagem de uma política industrial mais ampla.

Defensores do modelo de concessão, no entanto, falam em maior diversidade e amplitude de capital e argumentam que o governo federal também conseguiria desenvolver uma política industrial em regime de concessão, desde que o fizesse de forma transparente em relação aos contratos com as empresas.