A baixa atratividade no primeiro leilão do pré-sal

Por Luiz Cezar P. Quintans *
Valor Econômico - 23/09/2013 

A atratividade de um investimento na indústria do petróleo, em qualquer lugar do mundo, está pautada em três fatores fundamentais: geológicos (se existem boas possibilidades de produção), regulatórios (regras justas, imutáveis, tribunais independentes, etc.) e fiscais (tributos mais royalties suportáveis, de forma que se produza uma renda petroleira atrativa). Por um lado o país hospedeiro busca a arrecadação, o incentivo à perfuração, o fomento à aquisição de bens e serviços no país, a proteção ao meio ambiente, emprego, renda, treinamento, know-how e o controle da atividade. No pré-sal, a tônica encontra-se no rendimento sobre a comercialização do óleo a ser produzido, em assegurar uma participação em óleo para a Operadora Única e o controle sobre a operação. De outro lado, para os investidores o que interessa é a monetarização da produção (descobrir, pesquisar, desenvolver, produzir, distribuir e/ou exportar), regras estáveis e a executividade do contrato. No pré-sal, pelas regras estabelecidas e pelo baixo interesse das empresas, o que se percebe é que os partícipes têm como ponto focal receber o óleo que será produzido (oil in kind).

Segundo a ANP apenas 10 empresas se interessaram em participar do primeiro leilão do pré-sal, excluindo-se a Petrobras , que será obrigatoriamente a Operadora Única, por força de lei. São elas: Shell (anglo-holandesa), Total (francesa), Repsol-Sinopec (hispano-chinesa), Petrogal (portuguesa), CNOOC (chinesa), Ecopetrol (colombiana), China National Petroleum (chinesa), ONGC (indiana), Mitsui (japonesa) e Petronas (malaia).

Estatais são as maiores interessadas, talvez pela aceitação de baixo retorno financeiro e garantia em receber óleo

Existia, especialmente por parte do governo, uma expectativa de que muitas empresas se interessariam pelo leilão, em razão dos anúncios de que Libra seria um campo gigantesco, que poderia dobrar as reservas provadas do país etc. Entretanto, existem fortes motivos, de ordem técnica, operacional, jurídica ou econômica, para o baixo interesse no primeiro leilão do pré-sal, são eles:

1 - Preliminarmente, ainda não existem estudos e avaliações concretas sobre o investimento, baseadas nos riscos geológicos, regulatórios e jurídicos, especialmente, por se tratar do primeiro leilão nessa modalidade contratual;

2 - Não existe um histórico anterior para avaliar o comportamento das regras, do legislador, das ações judiciais que já proclamam por aí; e, em especial, do comportamento da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) na aprovação das questões operacionais;

3 - Libra exige investimentos elevadíssimos e há certa dificuldade em se calcular a taxa de retorno do investimento;

4 - A interferência da PPSA no consórcio, as regras (legais) impostas ao comitê operacional, com o assento de 50% do Comitê composto pela PPSA e os poderes de veto e de minerva, além das regras para aprovação do custo em óleo, são os elementos mais fortes para se evitar participar desse investimento;

5 - O comprometimento das IOCs - International Oil Companies - com outros projetos ao redor do mundo aliado à demora do anúncio de leilões do pré-sal, pois os players e a economia mundial não podem ficar esperando ad eternum uma licitação em determinado país;

Dado Galdieri/Bloomberg / Dado Galdieri/Bloomberg
6 - O fator "Operador Único" pode também estar causando certo freio ao investimento, em especial por conta das interferências políticas que ocorrem dentro da Operadora Única, que fazem com que seus custos sejam acima da média e de certa forma ela seja lenta para cumprir prazos e objetivos.

7 - Por fim, o contrato possui questões ou incorreções que devem ser tomadas como risco pelos investidores, tais como atualização monetária, câmbio, responsabilidade objetiva, não prorrogação do contrato, comitê operacional etc.

Diante dessas incertezas é difícil prever se a licitação será um sucesso. A inscrição de 11 empresas se habilitando ao leilão não significa que teremos 11 propostas diferentes. Todos os ingredientes de incertezas expostos acima justificam o baixo interesse no leilão. Esses elementos juntos ou separados podem ter influenciado a não inscrição de grandes empresas de petróleo. O que se constata é que estatais de outros países (NOCs - National Oil Companies) são as maiores interessadas, talvez pela aceitação de baixo retorno financeiro e a garantia em receber o óleo para consumo.

As melhores previsões indicam que serão criados poucos consórcios, a competição deve ser baixa, as ofertas máximas deverão ficar com a indicação do percentual de excedente em óleo para a União entre 42% e 50%, já que foi estabelecido um percentual mínimo 41,65% para a PPSA. Espera-se, caso o resultado do leilão não seja positivo, que ao menos o legislador possa rever determinadas questões regulatórias. Enfim, ao final do dia 21 de outubro próximo saberemos se temos urgência em mudar as leis do pré-sal.

* Luiz Cezar P. Quintans é advogado especializado em direito do petróleo, consultor do IBP e sócio no G.Ivo Advogados.

Duas visões: O modelo de exploração do pré-sal é bom para o Brasil?

Por Ruth Costas
Da BBC Brasil em São Paulo

Apenas 11 empresas se inscreveram para participar do leilão do campo de Libra

A ausência de várias gigantes do setor petrolífero no leilão do campo de Libra abriu um debate sobre o modelo adotado pelo Brasil em 2010 para explorar o pré-sal.

O leilão, previsto para 21 de outubro, será o primeiro realizado sob vigência do novo modelo, que substituiu o regime de concessões pelo regime de produção partilhada (ver quadro abaixo) - e muitas análises atribuíram seu esvaziamento a um suposto "excesso de regras e de participação estatal" nesse novo sistema.

Se as estimativas oficiais estiverem corretas, Libra é a maior reserva de petróleo já descoberta no Brasil e, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), poderia produzir em dez anos até um milhão de barris diários - metade de toda a atual produção brasileira.

As britânicas British Petroleum e British Gas e as americanas ExxonMobil e Chevron, porém, decidiram não se inscrever para participar do leilão.

Além disso, apenas 11 empresas ou consórcios se mostraram interessados em fazer ofertas pelo direito de explorar a área, enquanto a ANP esperava até 40 interessados.

Afinal, o novo modelo de exploração do pré-sal é bom para o Brasil? Até que ponto ele foi mesmo responsável pelo esvaziamento do leilão?

A BBC ouviu dois especialistas com pontos de vista opostos sobre esse tema:

"O modelo funciona e é bom para o Brasil"

• Francisco Lopreato, professor do departamento de economia da Universidade de Campinas (Unicamp)

Para Lopreato, o novo regime permite que os recursos do pré-sal tenham um papel central no desenvolvimento do país no futuro.

Ele foi adotado em 2010 com o objetivo de direcionar uma fatia maior de tais recursos para os cofres públicos.

"Esses são recursos que poderão ser aplicados em educação e saúde. Assegurar que eles estarão a disposição dos brasileiros era uma oportunidade ímpar que não poderíamos perder", diz Lopreato.

Segundo o economista, o que justificaria a mudança do regime de concessão para o regime de produção partilhada é o fato de o pré-sal ser uma área de exploração de baixo risco.

"Faz sentido adotar um regime de concessão em uma área em que, apesar de terem sido feitos estudos geológicos, ainda há algum grau de dúvida sobre o potencial das reservas", afirma o professor.

"No caso do pré-sal, porém, todas as áreas parecem estar mapeadas e atividades de exploração preliminar têm mostrado que o risco é muito baixo: a única dúvida é se a vazão do petróleo será boa ou ótima."

Para Lopreato, é difícil estabelecer se o desinteresse da BP, da British Gas, da Chevron e da ExxonMobil pelo leilão de Libra teve mesmo como causa uma resistência ao modelo de produção partilhada ou mesmo a percepção de que há um "excesso de intervencionismo estatal" no novo regime.

Ele ressalta que outras empresas - como a francesa Total e a Shell - não parecem ter visto grandes problemas no novo modelo e nenhuma das "desistentes" se pronunciou oficialmente sobre o tema.

"Muitos fatores podem ter influenciado a decisão dessas petrolíferas em não participar do leilão. Investir no campo de Libra pressupõe um esforço financeiro gigantesco e pode ser que elas já estivessem com seus recursos muito comprometidos com outros projetos, por exemplo."

Apesar de defender o novo modelo, o professor faz a ressalva de que também há riscos importantes a serem evitados durante sua implementação.

Ele lembra que a obrigatoriedade de a Petrobras estar presente em todos os projetos, com uma participação de 30%, exigirá da empresa a mobilização de muitos recursos: "Nesse contexto, comprometer os recursos da empresa com uma política para segurar os preços da gasolina pode ser complicado."

"O modelo é contraproducente"

• Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

Para Pires, Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura, as novas regras tendem a afastar grandes empresas privadas, com larga experiência no setor, e atrair petrolíferas estatais.

Elas teriam sido ao menos parcialmente responsáveis pelo esvaziamento do leilão de Libra - que criaria um cenário de menos competição pela área.

De fato, das 11 empresas que se registraram para o leilão, seis são controladas pelo Estado, com destaque para as chinesas (a CNOOC e a China National Petroleum vão concorrer sozinhas, e a Sinopec concorrerá em associação com a espanhola Repsol).

Além disso, entre as cinco privadas, apenas duas estão entre as maiores do setor: a francesa Total e a anglo-holandesa Shell.

Segundo Pires, o interesse das empresas privadas tende a ser menor dentro do novo modelo porque, para elas, o lucro seria um fator de suma importância e há incertezas sobre as condições para se obter retorno do projeto. Já as estatais - como as chinesas - também estariam interessadas em garantir acesso às reservas de petróleo.

Para o especialista, o novo modelo de exploração do pré-sal pecaria pelo excesso de intervencionismo e participação do governo e entes estatais.

"A Petrobras é monopolista na operação do campo, e a exigência de que o projeto tenha uma determinada porcentagem de conteúdo nacional (que use bens e serviços produzidos no país) também pode afastar investidores", diz.

Além disso, Pires acredita que o modelo é contraproducente pela mensagem que passa ao mercado.

"A impressão que se tem é que o governo está estendendo a mão para o capital privado não por convicção, mas por pura necessidade, já que não pode explorar essas reservas sozinho e precisa dos investimentos das empresas para reativar a economia", afirma. "Os investidores não estão seguros de que não poderá haver uma mudança de regras no futuro, por exemplo."

Produção partilhada vs concessões

Uma diferença básica entre o regime de concessões e o de produção partilhada é que, no primeiro, as petrolíferas são donas do petróleo produzido, remunerando o Estado por meio de royalties e de um bônus de assinatura (pagamento feito ao assinar o contrato). Já no segundo, além de o Estado receber os royalties e bônus de assinatura, também é dono da produção.

No modelo adotado pelo Brasil em 2010, a Petrobras tem uma parcela de 30% em todos os projetos do pré-sal e só os outros 70% é que vão a leilão. Além disso, a petrolífera brasileira também é a "operadora" dos campos, o que lhe dá mais controle sobre o ritmo de produção.

As empresas entregam a produção ao Estado depois de descontar os custos e recebem em troca parte de seu excedente de produção. Essa parcela pode variar e, no leilão, a petrolífera vencedora será a que oferecer uma maior fatia ao Estado.

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.

fonte: http://www.bbc.co.uk/portuguese/noticias/2013/09/130920_pre_sal_modelo_ru.shtml

CNPE aprova parâmetros de contrato do leilão do pré-sal

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidido pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, publicou hoje no Diário Oficial da União resolução aprovando os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção para a 1ª Rodada de Licitações de Petróleo e Gás Natural na área do pré-sal. O primeiro leilão sob o regime de partilha de produção está marcado para outubro deste ano e refere-se ao prospecto de Libra, localizado na Bacia Sedimentar de Santos.

Segundo o documento, a participação mínima da Petrobras no consórcio vencedor do leilão será de 30% e o valor do bônus de assinatura, de R$ 15 bilhões, dos quais R$ 50 milhões serão destinados à União.

O CNPE ainda define, na resolução, que o cálculo do excedente em óleo da União deverá considerar o bônus de assinatura, o desenvolvimento em módulos de produção individualizados e o fluxo de caixa durante a vigência do contrato de partilha de produção. O texto fixa em 40% o porcentual mínimo do excedente em óleo da União, ao preço do barril de petróleo de US$ 105,00.

Pelo texto, somente poderão ser reconhecidos como custo em óleo os gastos, realizados pelo contratado, relacionados à execução das atividades vinculadas ao objeto do contrato e aprovados no âmbito do comitê operacional, tendo como referência custos típicos da atividade e que reflitam as melhores práticas da indústria do petróleo. "O contratado, a cada mês, poderá apropriar-se do valor correspondente ao custo em óleo respeitando o limite de 50% por cento do valor bruto da produção nos dois primeiros anos de produção e de 30% nos anos seguintes", estabelece o CNPE. Os custos que ultrapassarem esses limites serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes, sem atualização monetária.

O documento também especifica os porcentuais de conteúdo local a serem praticados no processo de exploração do pré-sal. Os porcentuais devem ser, no mínimo, 37% para a fase de exploração; 15% para o Teste de Longa Duração (TLD), quando esta atividade fizer parte da fase de exploração; 55% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção até 2021; e 59% para os módulos da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção a partir de 2022. O conteúdo local do TLD, explica a resolução, não será computado para o cumprimento do porcentual mínimo do conteúdo local da fase de exploração.

A resolução ressalta ainda que "os valores porcentuais, de conteúdo local, dos itens e subitens de engenharia básica e engenharia de detalhamento não poderão ser revistos e, se forem ultrapassados, o adicional poderá ser transferido, a este título, para os módulos subsequentes multiplicados por dois". 

Regras para edital do primeiro leilão do pré-sal são definidas

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, assinou na semana passada, a portaria que define as regras para o edital do primeiro leilão do pré-sal.

O leilão é referente ao prospecto de Libra, localizado na Bacia Sedimentar de Santos, e está marcado para outubro deste ano.

Trata-se da Primeira Rodada de Licitação sob o regime de partilha de produção na área do pré-sal. A autorização do leilão foi dada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em maio.

A Portaria MME nº 218, de 20 de junho de 2013, cita que o leilão será promovido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Agência deverá preparar minuta de edital, audiência pública, qualificação e habilitação das sociedades empresárias interessadas, apresentação de ofertas e julgamento, adjudicação do objeto e homologação e minuta de contrato de partilha de produção, que deverão ser aprovados pelo MME.

Segundo o texto, a partilha do excedente em óleo entre União e contratado será variável em função do preço do barril de óleo e da média da produção diária por poço produtor por campo.

Será declarado vencedor da licitação aquele que apresentar o maior excedente em óleo para a União, de acordo com os critérios a serem definidos pelo CNPE, mediante proposta do MME. "Caso haja empate entre ofertas do excedente em óleo, para a União, os licitantes serão convidados a apresentar novas propostas superiores às realizadas e permanecendo o empate, o vencedor será definido em sorteio", determina a portaria. O prazo do contrato de partilha de produção será de 35 anos.

AE - Agência Estado

fonte: http://www.guiaoilegas.com.br/pt/site_extras_detalhes.asp?id_tb_extras=521831

Graça Foster opina sobre os royalties

PARTILHA CONTRA AUMENTO DA PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

A nova presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster tem opinião formada sobre a partilha dos royalties do petróleo e a possibilidade de aumento da cobrança das Participações Especiais (PEs).

Em entrevista, ao jornal O Globo, divulgada nesta quarta.-feira, Foster, de 58 anos, e dona do crachá 1 da Petrobras, foi enfática: "Nem pensar em aumentar a PE. Aí vocês vão ver esta moça aqui entrar no debate", disse, emendando em seguida "com relação aos royalties, qualquer operadora quer ver essa situação