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Tupi

Royalties e concessões podem mudar com megacampo de Tupi

26/11/2007 | 00h00
A confirmação do potencial do megacampo de Tupi, em águas profundas da bacia de Santos, e a conseqüente retirada de 41 blocos com potencial de petróleo na faixa "pré-sal" do litoral brasileiro trouxeram novos desafios ao governo e ao setor privado. O volume de royalties e participações especiais vai quase dobrar só com esse megacampo, parte das empresas privadas comprou no passado concessões em áreas que agora se revelaram mais "ricas" e cresce a dicussão sobre o modelo de concessões e a distribuição dos impostos gerados pela extração do petróleo.

O ministro interino de Minas e Energia, Nelson Hubner, disse ao Valor que o governo não tem pressa para definir o destino dos 41 blocos porque ainda espera uma melhor definição do potencial guardado ali. "Estamos avaliando e agora aguardamos os estudos que estão sendo feitos pela Petrobras. Vamos esperar para termos mais subsídios para tomar decisões, dada a importância do assunto. Mas uma coisa precisa ficar clara, vamos entregar esses blocos para o Brasil e não para a Petrobras", frisou Hubner.

Ainda é preciso definir o que exatamente está embaixo da gigantesca faixa de 800 quilômetros de comprimento por 200 quilômetros de largura que costeia Santa Catarina, São Paulo, Rio e Espírito Santo em áreas ultra-profundas. Depois, podem surgir questões envolvendo os direitos de exploração do novo "bolo". Há um temor velado de que se alterem contratos já assinados por empresas estrangeiras que detêm concessões sobre parte do pré-sal adquiridas no ano 2000, na 2ª Rodada da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Além da estatal, Shell, Esso, BG, Repsol, Eni, Devon e Petrogal têm áreas com potencial para campos gigantes no pré-sal. E a legislação brasileira estabelece que a concessão é vertical em direção ao centro da terra, englobando toda a área adquirida, sem importar a profundidade da jazida ou o número de campos no local.

Considerando apenas as regras atuais de royalties, Tupi vai representar um volume adicional de recursos a serem rateados apenas entre Estados e municípios da ordem de R$ 4,5 bilhões. O cálculo considera apenas a receita adicional com o royalty de Tupi - sem contar a Participação Especial (PE) que incide sobre a receita líquida da produção de campos gigantes e com grande potencial - e supõe uma produção de 1 milhão de barris de petróleo por dia em Tupi cotados a US$ 70 por barril.

Declarações recentes do diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, sugerindo a possibilidade de mudanças no marco regulatório do setor aumentaram as dúvidas, apesar de Lima ter deixado claro que nada muda nos contratos em vigor. Até o momento as empresas não sabem se o governo vai apenas elevar a fatia que lhe cabe nas participações governamentais, que incluem bônus de assinatura, royalties e PE, ou se a opção será por mudar o modelo dos futuros contratos. Atualmente, a alíquota máxima de royalty para campos gigantes é de 10%. A PE varia entre 10% e 40% da receita líquida da produção, depois de abatidos custos com investimento, depreciação, amortização e royalties. Esses percentuais devem aumentar para os campos gigantes do pré-sal. O Valor apurou que há no governo quem defenda reduzir a parcela dos Estados e municípios na distribuição dos royalties e da PE dos campos da faixa pré-sal, aumentando a fatia da União.

Se essa for a decisão, será necessário mudar a Lei do Petróleo (9.478/97), e o decreto 2.705/98, que regula o cálculo e cobrança das participações governamentais. O advogado, professor da UERJ e procurador do Estado, Alexandre Aragão, com três livros publicados sobre agências reguladoras, explica que para mudar o valor das participações basta editar novos decretos. "Mas para modificar a repartição dos valores correspondentes a cada beneficiário é preciso uma nova lei que altere a do petróleo", diz Aragão.

Outra discussão que ganhou corpo é a do modelo de exploração - e alterá-lo também exigiria mudanças na lei. Hoje o sistema previsto na Lei do Petróleo é o de concessão, mas existem também os de partilha da produção, onde a parte do Estado é entregue pela empresa que operar a área, e a prestação de serviços. Esse último é adotado pela mexicana Pemex.

Primeiro diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn acha que o momento político não é propício para mudanças no marco legal do setor. "É mudança para início de governo, porque leva muito tempo. E não pode ser feita por Medida Provisória e sim lei complementar."

Favorável a um aumento do pagamento de participações governamentais caso as novas reservas sejam mesmo gigantes, que podem ser feitas por meio de decretos presidenciais sem alteração das leis do setor, Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), também é contrário a qualquer mudança no marco regulatório. "Se Tupi for tudo isso que a Petrobras diz e houver mais, os Estados e municípios têm o direito de ganhar mais também. O que não se pode esquecer é que petróleo e gás embaixo da terra não valem nada", diz Pires.

A possibilidade de mudanças dessa natureza e a retirada de 41 blocos do "pré-sal" da 9ª Rodada da ANP elevou o nível de ansiedade das companhias de petróleo que já estavam de olho nessa mina de óleo e tinham investido um bom dinheiro para disputar as áreas na 9ª Rodada, que acontece nesta terça e quarta-feira. As maiores empresas já tinham gasto milhares de dólares para adquirir dados sísmicos das áreas que foram retiradas. As áreas chamavam a atenção desde a notificação das primeiras descobertas da Petrobras, em 2005. O presidente de uma estrangeira lembrou que a própria ANP ressaltava o potencial de 3 bilhões de barris de óleo nos blocos pré-sal que seriam oferecidas na bacia de Santos nos seminários para discutir o pré-edital.

"Por que não tiraram antes?", questiona o executivo, sob o compromisso de sigilo. "É lamentável que faltando três semanas da licitação o governo diga que não sabia do potencial do pré-sal. Agora, só resta esperar que esses blocos voltem nas licitações futuras."

O leilão registra um recorde de 67 empresas habilitadas - o maior número até então foi registrado em 2005, na 7ª Rodada, quando 44 empresas foram habilitadas. Agora são 32 brasileiras e 35 estrangeiras, com participação das maiores empresas do mundo como ExxonMobil (Esso do Brasil), Shell, Chevron, BG, BP, Total e Repsol.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, também membro do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) acha que o país teve sorte ao encontrar reservas dessa magnitude no atual estágio da economia brasileira. "É uma grande sorte descobrir uma reserva como Tupi nessa fase do nosso desenvolvimento. Alguns países descobriram petróleo antes de se desenvolverem e não se industrializaram. Aqui isso não será um inibidor, enquanto alguns países com grandes reservas vivem apenas daquele recurso primário."

Sophie Aldebert, diretora da consultoria Cambridge Energy Resources Associates (CERA), concorda. Segundo ela, Tupi está "muito além" das descobertas de petróleo feitas no Brasil nos últimos 50 anos. Lembra que ele pode estar próximo a outros campos que podem ter o mesmo potencial e ressalta que o petróleo novo descoberto no país abre uma série de opções, entre as quais exportar ou não o óleo, o que melhoraria substancialmente o déficit da balança comercial, ainda afetada pelas importações de petróleo leve mesmo depois da auto-suficiência.

"Essas reservas dão um colchão de segurança. Mas o que isso vai significar para o modelo de desenvolvimento do setor energético no Brasil ainda não se sabe. Ultimamente tem se ouvido falar de tentações como a de aumentar as participação do Estado, como aliás fizeram outros países", afirma Aldebert.


Fonte: Valor Econômico/RJ

Fonte: Valor Econômico/RJ
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