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quarta-feira, 17 de fevereiro de 2016
Especialista no mercado de óleo e gás fala sobre participação da Petrobras no pré-sal
O governo estuda flexibilizar a participação da Petrobras no pré-sal. Na segunda (15), Heródoto recebeu o professor Gilberto Maringoni, que é contra a proposta. Nesta terça (16), o jornalista conversa com o advogado especialista no mercado de óleo e gás, Cid Tomanik que é a favor da mudança. Acompanhe.
terça-feira, 5 de novembro de 2013
Petrobrás fechará 38 empresas no exterior até 2015
Para concentrar os investimentos no pré-sal, estatal quer enxugar operação internacional, que conta com 120 unidades em 17 países
Sabrina Valle, de O Estado de S. Paulo
RIO / Sob comando direto da presidente Graça Foster, a Petrobrás tem reduzido sua atuação na área internacional e fechado representações no exterior. Em Portugal, Austrália, Irã, Nova Zelândia, Turquia e Líbia as atividades estão sendo encerradas. Todas as seis representações da companhia na África passarão ao guarda-chuva de uma joint venture criada junto com o BTG, deixando o balanço da estatal mais leve.
Quando Graça assumiu em 2012, a Petrobrás tinha operação em 23 países. Hoje, o portfólio foi reduzido para 17. Deve enxugar ainda mais quando forem incluídas as seis unidades africanas que sairão do balanço da companhia: Nigéria, Angola, Gabão, Benin, Namíbia e Tanzânia. Ainda há atividades operacionais na Argentina, Bolívia, Chile, Paraguai, Uruguai, Colômbia, Peru, Venezuela, México, Estados Unidos e Japão.
Sabrina Valle, de O Estado de S. Paulo
RIO / Sob comando direto da presidente Graça Foster, a Petrobrás tem reduzido sua atuação na área internacional e fechado representações no exterior. Em Portugal, Austrália, Irã, Nova Zelândia, Turquia e Líbia as atividades estão sendo encerradas. Todas as seis representações da companhia na África passarão ao guarda-chuva de uma joint venture criada junto com o BTG, deixando o balanço da estatal mais leve.
Quando Graça assumiu em 2012, a Petrobrás tinha operação em 23 países. Hoje, o portfólio foi reduzido para 17. Deve enxugar ainda mais quando forem incluídas as seis unidades africanas que sairão do balanço da companhia: Nigéria, Angola, Gabão, Benin, Namíbia e Tanzânia. Ainda há atividades operacionais na Argentina, Bolívia, Chile, Paraguai, Uruguai, Colômbia, Peru, Venezuela, México, Estados Unidos e Japão.
sexta-feira, 25 de outubro de 2013
terça-feira, 22 de outubro de 2013
Leilão de Libra foi bom para o consórcio e a União
Por Luiz Cezar P. Quintans | De São Paulo (*)
A primeira rodada de licitações na área do pré-sal transcorreu de acordo com as novas expectativas do mercado. Onze empresas se habilitaram ao leilão sendo que apenas nove delas apresentaram garantias. Houve apenas um lance, formado pelo consórcio entre as empresas Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). Conforme previsto no edital as ofertas foram compostas, exclusivamente, com o Bônus de Assinatura fixo (de R$ 15 bilhões) e com a indicação do percentual de excedente em óleo para a União. O valor mínimo percentual do lance era de 41,65% e como cinco das nove empresas se juntaram, o oferecimento do percentual mínimo foi suficiente para tornar a oferta vencedora desse novo consórcio multinacional.
Apresenta-se ao lado o modelo, para fins de cálculo do percentual em óleo que terão direito o governo e os investidores, tomando-se por base investimento de US$ 200 bilhões, reservas da ordem de 15 bilhões de barris, o valor do brent em US$ 100, o percentual da PPSA em 41,65% e o valor da Operadora Única de 30% mais 10% sobre o montante do consórcio (10% de 70% = 7%). Considera-se ainda o custo em óleo em 30%, Royalties a 15% e tributos a 34%, sendo que este último com uma alíquota efetiva de 22%, tendo em vista o abatimento da depreciação sobre o investimento. O cálculo foi projetado linearmente, considerando-se uma produção de 30 anos:
Se mantidos os valores da tabela como premissa, os consorciados Shell, Total, CNPC e CNOOC irão receber perto de 18% da produção em óleo e cerca de 15% como lucro sobre o investimento. Por outro lado, se for considerada a participação da Petrobras como sendo renda petroleira do governo brasileiro, o ganho financeiro e em óleo ficará em torno de 67%.
Os consorciados vencedores devem estar felizes com o retorno sobre o óleo produzido e o governo deve estar satisfeito, não só com o êxito do leilão, como também com o controle total desse tipo contratual. É bem verdade que o leilão não superou as expectativas anteriores, não trouxe grande público nem teve mais de uma oferta. A rigidez da lei, do contrato e do edital é que definiram o perfil de investidor. Como cinco dos onze interessados se juntaram e nesse grupo constava a Operadora Única, ninguém mais se atreveu a fazer ofertas.
Como já comentado em várias oportunidades, a atratividade de investimento na indústria do petróleo tem dois lados: o lado do país hospedeiro, que busca a arrecadação, o incentivo à perfuração, o fomento à aquisição de bens e serviços no país, a proteção ao meio-ambiente, emprego e renda, treinamento, know-how e controle da atividade; do lado dos investidores busca-se essencialmente monetarização da produção, regras estáveis e executividade do contrato.
Na primeira rodada de licitações na área do pré-sal, diante do consórcio vencedor, o que se percebe é que os investidores buscaram tanto o ganho financeiro, fazendo a oferta pelo mínimo, quanto buscaram receber em óleo o que vier a ser produzido (oil in kind). Não é surpresa nenhuma o percentual de 10% da CNPC e outros 10% da CNOOC, se considerado que ambas, chinesas, não têm experiência de exploração e produção no Brasil. O que efetivamente surpreendeu foi a disposição de empresas diferentes, de nacionalidades e culturas diferentes, se juntarem num projeto comum, especialmente, considerando se tratar do primeiro contrato dessa natureza no país.
Os pessimistas devem ter se frustrado com o fato de ter havido uma proposta vencedora. Para os otimistas essa é uma chance de testar o modelo de partilha da produção. Como este é o primeiro contrato PSA (Production Sharing Agreement) no Brasil, os estudiosos e - espera-se - o legislador poderão avaliar se o modelo - como está - será útil ao interesse nacional. Há muito que ser feito. Com certeza há imperfeições na lei, no edital e no contrato. O que mais se reclama, considerando as características da Constituição brasileira, no sentido de ter como princípios a livre iniciativa e livre concorrência, são a obrigatoriedade de operador único e a intervenção da PPSA no Comitê Operacional, com 50% na composição do comitê, possibilidade de veto e voto de qualidade.
Mas, isso tudo deve agora ficar em segundo plano. O governo em cerca de um mês engrossará o seu caixa com R$ 15 bilhões em bônus de assinatura; deve gerar uns R$ 300 bilhões em royalties ao longo do projeto; terá - como visto - a renda petroleira em cerca de 67% sobre o óleo produzido; terá a oportunidade de testar um modelo contratual novo; e principalmente, terá a oportunidade de aumentar reservas e quiçá possuir estoques reguladores. Se as refinarias prometidas saírem do papel o problema de importação de gasolina ou diesel poderá ser minimizado e ajudará a melhorar os números do Produto Interno Bruto.
(*)Advogado, sócio do G. Ivo advogados, especialista em direito do petróleo.
fonte: http://www.valor.com.br/empresas/3311756/leilao-de-libra-foi-bom-para-o-consorcio-e-uniao#ixzz2iTZak5rS
Apresenta-se ao lado o modelo, para fins de cálculo do percentual em óleo que terão direito o governo e os investidores, tomando-se por base investimento de US$ 200 bilhões, reservas da ordem de 15 bilhões de barris, o valor do brent em US$ 100, o percentual da PPSA em 41,65% e o valor da Operadora Única de 30% mais 10% sobre o montante do consórcio (10% de 70% = 7%). Considera-se ainda o custo em óleo em 30%, Royalties a 15% e tributos a 34%, sendo que este último com uma alíquota efetiva de 22%, tendo em vista o abatimento da depreciação sobre o investimento. O cálculo foi projetado linearmente, considerando-se uma produção de 30 anos:
Se mantidos os valores da tabela como premissa, os consorciados Shell, Total, CNPC e CNOOC irão receber perto de 18% da produção em óleo e cerca de 15% como lucro sobre o investimento. Por outro lado, se for considerada a participação da Petrobras como sendo renda petroleira do governo brasileiro, o ganho financeiro e em óleo ficará em torno de 67%.
Os consorciados vencedores devem estar felizes com o retorno sobre o óleo produzido e o governo deve estar satisfeito, não só com o êxito do leilão, como também com o controle total desse tipo contratual. É bem verdade que o leilão não superou as expectativas anteriores, não trouxe grande público nem teve mais de uma oferta. A rigidez da lei, do contrato e do edital é que definiram o perfil de investidor. Como cinco dos onze interessados se juntaram e nesse grupo constava a Operadora Única, ninguém mais se atreveu a fazer ofertas.
Como já comentado em várias oportunidades, a atratividade de investimento na indústria do petróleo tem dois lados: o lado do país hospedeiro, que busca a arrecadação, o incentivo à perfuração, o fomento à aquisição de bens e serviços no país, a proteção ao meio-ambiente, emprego e renda, treinamento, know-how e controle da atividade; do lado dos investidores busca-se essencialmente monetarização da produção, regras estáveis e executividade do contrato.
Na primeira rodada de licitações na área do pré-sal, diante do consórcio vencedor, o que se percebe é que os investidores buscaram tanto o ganho financeiro, fazendo a oferta pelo mínimo, quanto buscaram receber em óleo o que vier a ser produzido (oil in kind). Não é surpresa nenhuma o percentual de 10% da CNPC e outros 10% da CNOOC, se considerado que ambas, chinesas, não têm experiência de exploração e produção no Brasil. O que efetivamente surpreendeu foi a disposição de empresas diferentes, de nacionalidades e culturas diferentes, se juntarem num projeto comum, especialmente, considerando se tratar do primeiro contrato dessa natureza no país.
Os pessimistas devem ter se frustrado com o fato de ter havido uma proposta vencedora. Para os otimistas essa é uma chance de testar o modelo de partilha da produção. Como este é o primeiro contrato PSA (Production Sharing Agreement) no Brasil, os estudiosos e - espera-se - o legislador poderão avaliar se o modelo - como está - será útil ao interesse nacional. Há muito que ser feito. Com certeza há imperfeições na lei, no edital e no contrato. O que mais se reclama, considerando as características da Constituição brasileira, no sentido de ter como princípios a livre iniciativa e livre concorrência, são a obrigatoriedade de operador único e a intervenção da PPSA no Comitê Operacional, com 50% na composição do comitê, possibilidade de veto e voto de qualidade.
Mas, isso tudo deve agora ficar em segundo plano. O governo em cerca de um mês engrossará o seu caixa com R$ 15 bilhões em bônus de assinatura; deve gerar uns R$ 300 bilhões em royalties ao longo do projeto; terá - como visto - a renda petroleira em cerca de 67% sobre o óleo produzido; terá a oportunidade de testar um modelo contratual novo; e principalmente, terá a oportunidade de aumentar reservas e quiçá possuir estoques reguladores. Se as refinarias prometidas saírem do papel o problema de importação de gasolina ou diesel poderá ser minimizado e ajudará a melhorar os números do Produto Interno Bruto.
(*)Advogado, sócio do G. Ivo advogados, especialista em direito do petróleo.
fonte: http://www.valor.com.br/empresas/3311756/leilao-de-libra-foi-bom-para-o-consorcio-e-uniao#ixzz2iTZak5rS
Em leilão sem disputas, União leva 67% de Libra
Por Do Rio, de São Paulo e Brasília
Sem concorrentes e sem ágio, o consórcio formado pelas gigantes petroleiras europeias Shell e Total, duas estatais chinesas, CNOOC e CNPC, e a Petrobras arrematou em leilão o campo de petróleo de Libra, um dos maiores do mundo. O governo brasileiro temia um revés na venda da "joia da coroa" do pré-sal, primeiro teste do modelo de partilha. O resultado satisfez os objetivos mínimos do governo, que já eram bastante elevados - o ganho financeiro em óleo para a União deve ficar em torno de 67%.
A configuração final do consórcio vencedor deu um salto de qualidade. Shell e Total ficaram com 40%, divididos em partes iguais - mesma fatia da Petrobras - e deram um "selo de qualidade" ao grupo, avalia Marcus Sequeira, do Deutsche Bank. As chinesas, inexperientes na exploração em águas profundas e geralmente interessadas em projetos já em atividade, ficaram com 10% cada uma.
O consórcio vencedor ofereceu à União 41,65% do excedente em óleo, o mínimo previsto no edital de licitação. Uma projeção considerando 30 anos de produção mostra que Shell, Total, CNPC e CNOOC irão receber perto de 18% da produção e cerca de 15% como lucro sobre o investimento, calcula Luiz Quintans, advogado especializado em direito do petróleo. Considerada a participação da Petrobras como renda petroleira do governo, o ganho financeiro e em óleo ficará em torno de 67%.
A presidente Dilma Rousseff comemorou a formação do "maior consórcio do mundo". Ela avalia que o governo conseguiu "exatamente o que queria": empresas com tecnologia de ponta, visão de longo prazo e capacidade financeira. Para analistas, o modelo deve ser repensado, a começar pela participação da Petrobras, cuja capacidade financeira é limitada. "Com Libra, a Petrobras está com suas mãos cheias", diz Christopher Garman, da consultoria americana Eurasia. Para permitir um desenvolvimento mais rápido do pré-sal, o governo pode enviar sinais na direção de mudanças já no começo do próximo ano.
fonte: http://www.valor.com.br/empresas/3311904/em-leilao-sem-disputas-uniao-leva-67-de-libra#ixzz2iTTGMOpF
Sem concorrentes e sem ágio, o consórcio formado pelas gigantes petroleiras europeias Shell e Total, duas estatais chinesas, CNOOC e CNPC, e a Petrobras arrematou em leilão o campo de petróleo de Libra, um dos maiores do mundo. O governo brasileiro temia um revés na venda da "joia da coroa" do pré-sal, primeiro teste do modelo de partilha. O resultado satisfez os objetivos mínimos do governo, que já eram bastante elevados - o ganho financeiro em óleo para a União deve ficar em torno de 67%.
A configuração final do consórcio vencedor deu um salto de qualidade. Shell e Total ficaram com 40%, divididos em partes iguais - mesma fatia da Petrobras - e deram um "selo de qualidade" ao grupo, avalia Marcus Sequeira, do Deutsche Bank. As chinesas, inexperientes na exploração em águas profundas e geralmente interessadas em projetos já em atividade, ficaram com 10% cada uma.
O consórcio vencedor ofereceu à União 41,65% do excedente em óleo, o mínimo previsto no edital de licitação. Uma projeção considerando 30 anos de produção mostra que Shell, Total, CNPC e CNOOC irão receber perto de 18% da produção e cerca de 15% como lucro sobre o investimento, calcula Luiz Quintans, advogado especializado em direito do petróleo. Considerada a participação da Petrobras como renda petroleira do governo, o ganho financeiro e em óleo ficará em torno de 67%.
A presidente Dilma Rousseff comemorou a formação do "maior consórcio do mundo". Ela avalia que o governo conseguiu "exatamente o que queria": empresas com tecnologia de ponta, visão de longo prazo e capacidade financeira. Para analistas, o modelo deve ser repensado, a começar pela participação da Petrobras, cuja capacidade financeira é limitada. "Com Libra, a Petrobras está com suas mãos cheias", diz Christopher Garman, da consultoria americana Eurasia. Para permitir um desenvolvimento mais rápido do pré-sal, o governo pode enviar sinais na direção de mudanças já no começo do próximo ano.
fonte: http://www.valor.com.br/empresas/3311904/em-leilao-sem-disputas-uniao-leva-67-de-libra#ixzz2iTTGMOpF
segunda-feira, 14 de outubro de 2013
Tecnologia brasileira perde espaço no pré-sal
João Villaverde - Agencia Estado
BRASÍLIA - Nos discursos oficiais, a exploração e produção de petróleo e gás no campo de Libra, no pré-sal, vai propagar uma nova onda de desenvolvimento da indústria nacional de ponta. Porém, a Petrobrás trabalhará com critérios menos rígidos de conteúdo sofisticado "made in Brazil".
Para evitar um recuo político na estratégia de desenvolvimento das cadeias produtivas brasileiras, por meio da política de conteúdo local mínimo, o governo mudou a composição dos contratos que serão celebrados entre a União e os consórcios vencedores do leilão previsto para o dia 21.
Itens com alto valor tecnológico agregado perderam força, enquanto a obrigatoriedade mínima de requisitos mais simples para a operação no pré-sal foram elevados. Ao final dessa "contabilidade criativa", o governo conseguiu manter no primeiro contrato de partilha do petróleo (que será firmado após o leilão de Libra) os mesmos 37% de conteúdo local mínimo na fase de exploração e de 55% na etapa de produção verificados nos contratos em vigor, feitos sob o regime de concessão.
Para isso, a exigência de "engenharia básica" nacional, que nos contratos antigos era de 50%, no pré-sal saltará a 90%. Por outro lado, o uso de "sistema de controle submarino" nacional na etapa de coleta da produção, altamente sofisticado, caiu de 50%, nos contratos antigos, para 20% no pré-sal.
Ao analisar os dados reunidos pelo Estado, Adriano Pires, especialista no setor de petróleo e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), disse que a mudança na composição das planilhas demonstra um esforço do governo para não abrir mão da política de incentivar o conteúdo nacional. "O governo se esforçou para manter os números idênticos na exigência de conteúdo brasileiro, mas afrouxou nos detalhes."
De acordo com Pires, a decisão faz sentido para a Petrobrás, que será a operadora única do bloco de Libra. "Ela precisa explorar e produzir, e sem a obrigação de fazer com produto nacional, ela fica menos refém de atrasos na entrega ou de itens mais caros", disse Pires. "A política de conteúdo nacional, inaugurada pelo Lula em 2003, é importante. Mas o governo sempre confundiu conteúdo nacional com reserva de mercado."
‘Mantra’. Quando deu posse a Graça Foster na presidência da Petrobrás, em fevereiro de 2012, Dilma Rousseff entoou o mantra de se aproveitar grandes contratos para agregar valor à indústria nacional.
"A decisão do presidente Lula de que as compras de navios, plataformas, sondas e equipamentos pela Petrobrás deveriam ser orientadas por um porcentual produzido no nosso mercado interno, gerando empregos e conhecimentos no Brasil, ajudando a consolidar setores produtivos, mostra que essa estratégia é vencedora. As compras da Petrobrás preferencialmente no Brasil são, sem dúvida nenhuma, vantajosas para a empresa e para o País, e traduzem à perfeição o conceito que defendemos de uma participação das atividades da Petrobrás como indutora do desenvolvimento de setores industriais no Brasil", disse, na ocasião.
Para Luiz Pinguelli Rosa, professor da UFRJ e ex-presidente da Eletrobrás, que também trabalhou com política de absorção de tecnologia para o parque industrial local, a mudança na composição dos compromissos de conteúdo nacional é "evidente", e pode ser resultado de um esforço do governo e da Petrobrás para "compatibilizar as exigências normais com o quadro específico do pré-sal, onde há uma tecnologia mais complexa envolvida na operação".
De acordo com Pinguelli, a maior abertura para participação estrangeira no fornecimento à Petrobrás não é algo necessariamente ruim. "Falamos de exigência mínima, ou seja, se a cadeia produtiva brasileira for capaz de entregar, o porcentual será maior. Além disso, a elevação para 90% de engenharia básica brasileira é ótima, porque sinaliza que a concepção geral da operação será feita no País."
Uma fonte graduada do governo afirmou ao Estado que os patamares de conteúdo local para a operação do pré-sal foram definidos após 27 reuniões em Brasília entre a Petrobrás, que elencou a necessidade de equipamentos e serviços que serão usados, e a cadeia de fornecedores, que levantou a capacidade de produção total.
"O que está no contrato é consenso entre as partes envolvidas. Quem vai comprar e quem vai vender concorda com esses números", disse a fonte do governo.
BRASÍLIA - Nos discursos oficiais, a exploração e produção de petróleo e gás no campo de Libra, no pré-sal, vai propagar uma nova onda de desenvolvimento da indústria nacional de ponta. Porém, a Petrobrás trabalhará com critérios menos rígidos de conteúdo sofisticado "made in Brazil".
Para evitar um recuo político na estratégia de desenvolvimento das cadeias produtivas brasileiras, por meio da política de conteúdo local mínimo, o governo mudou a composição dos contratos que serão celebrados entre a União e os consórcios vencedores do leilão previsto para o dia 21.
Itens com alto valor tecnológico agregado perderam força, enquanto a obrigatoriedade mínima de requisitos mais simples para a operação no pré-sal foram elevados. Ao final dessa "contabilidade criativa", o governo conseguiu manter no primeiro contrato de partilha do petróleo (que será firmado após o leilão de Libra) os mesmos 37% de conteúdo local mínimo na fase de exploração e de 55% na etapa de produção verificados nos contratos em vigor, feitos sob o regime de concessão.
Para isso, a exigência de "engenharia básica" nacional, que nos contratos antigos era de 50%, no pré-sal saltará a 90%. Por outro lado, o uso de "sistema de controle submarino" nacional na etapa de coleta da produção, altamente sofisticado, caiu de 50%, nos contratos antigos, para 20% no pré-sal.
Ao analisar os dados reunidos pelo Estado, Adriano Pires, especialista no setor de petróleo e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), disse que a mudança na composição das planilhas demonstra um esforço do governo para não abrir mão da política de incentivar o conteúdo nacional. "O governo se esforçou para manter os números idênticos na exigência de conteúdo brasileiro, mas afrouxou nos detalhes."
De acordo com Pires, a decisão faz sentido para a Petrobrás, que será a operadora única do bloco de Libra. "Ela precisa explorar e produzir, e sem a obrigação de fazer com produto nacional, ela fica menos refém de atrasos na entrega ou de itens mais caros", disse Pires. "A política de conteúdo nacional, inaugurada pelo Lula em 2003, é importante. Mas o governo sempre confundiu conteúdo nacional com reserva de mercado."
‘Mantra’. Quando deu posse a Graça Foster na presidência da Petrobrás, em fevereiro de 2012, Dilma Rousseff entoou o mantra de se aproveitar grandes contratos para agregar valor à indústria nacional.
"A decisão do presidente Lula de que as compras de navios, plataformas, sondas e equipamentos pela Petrobrás deveriam ser orientadas por um porcentual produzido no nosso mercado interno, gerando empregos e conhecimentos no Brasil, ajudando a consolidar setores produtivos, mostra que essa estratégia é vencedora. As compras da Petrobrás preferencialmente no Brasil são, sem dúvida nenhuma, vantajosas para a empresa e para o País, e traduzem à perfeição o conceito que defendemos de uma participação das atividades da Petrobrás como indutora do desenvolvimento de setores industriais no Brasil", disse, na ocasião.
Para Luiz Pinguelli Rosa, professor da UFRJ e ex-presidente da Eletrobrás, que também trabalhou com política de absorção de tecnologia para o parque industrial local, a mudança na composição dos compromissos de conteúdo nacional é "evidente", e pode ser resultado de um esforço do governo e da Petrobrás para "compatibilizar as exigências normais com o quadro específico do pré-sal, onde há uma tecnologia mais complexa envolvida na operação".
De acordo com Pinguelli, a maior abertura para participação estrangeira no fornecimento à Petrobrás não é algo necessariamente ruim. "Falamos de exigência mínima, ou seja, se a cadeia produtiva brasileira for capaz de entregar, o porcentual será maior. Além disso, a elevação para 90% de engenharia básica brasileira é ótima, porque sinaliza que a concepção geral da operação será feita no País."
Uma fonte graduada do governo afirmou ao Estado que os patamares de conteúdo local para a operação do pré-sal foram definidos após 27 reuniões em Brasília entre a Petrobrás, que elencou a necessidade de equipamentos e serviços que serão usados, e a cadeia de fornecedores, que levantou a capacidade de produção total.
"O que está no contrato é consenso entre as partes envolvidas. Quem vai comprar e quem vai vender concorda com esses números", disse a fonte do governo.
Petrobras terá 'ajuda' no leilão de Libra
JOÃO VILLAVERDE - Agencia Estado
BRASÍLIA - As empresas estatais chinesas devem pagar parte do valor que cabe à Petrobras no bônus de assinatura dos contratos do leilão do pré-sal no bloco de Libra (SP). Isso é dado como "líquido e certo" em Brasília, onde autoridades do governo avaliam ser praticamente impossível para a Petrobrás bancar, "em cash", os R$ 4,5 bilhões que ela deve pagar, no mínimo, ao Tesouro. Essa parcela refere-se a 30% do bônus total de R$ 15 bilhões. O pagamento ocorre no momento de assinatura do contrato entre a União e o consórcio que vencer o leilão, previsto para o próximo dia 21.
Como a Petrobras terá, por lei, pelo menos 30% em todos os consórcios, um pagamento de R$ 4,5 bilhões já está dado. A reportagem apurou que as chances de a parcela da Petrobras superar o patamar mínimo são grandes. Uma fonte graduada afirmou que a companhia brasileira pode chegar a 40% do total, "o que seria ainda melhor, de uma perspectiva de negócio, mas também exigiria mais capital no pagamento do bônus".
As negociações entre a Petrobras e as outras 10 companhias que vão participar do leilão estão a todo o vapor, e o governo acompanha de perto. O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, afirmou na semana passada que participarão do leilão de Libra, que vai ocorrer no próximo dia 21, de dois a quatro consórcios. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.
segunda-feira, 23 de setembro de 2013
A baixa atratividade no primeiro leilão do pré-sal
Por Luiz Cezar P. Quintans *
Valor Econômico - 23/09/2013
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
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"
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"
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
Da BBC Brasil em São Paulo
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| Apenas 11 empresas se inscreveram para participar do leilão do campo de Libra |
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:
- Francisco Lopreato, professor do departamento de economia da Universidade de Campinas (Unicamp)
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."
- Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)
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.
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.
quarta-feira, 11 de setembro de 2013
ANP confirma realização de leilão do pré-sal para o dia 21 de outubro
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) confirmou em nota a realização do leilão do pré-sal no próximo dia 21 de outubro. A ANP reforçou que os dados sobre o prospecto de Libra estão disponíveis a todas as empresas interessadas.
A nota foi uma forma de responder às consultas recebidas pela agência sobre o leilão, após denúncia de que o governo americano usou técnicas de espionagem contra a Petrobras, que poderiam incluir dados sobre o prospecto de Libra. O assunto, porém, não é citado no comunicado. "Todas as informações sobre o procedimento licitatório podem ser encontradas no endereço eletrônico www.brasil-rounds.gov.br", diz a nota.
Segundo a ANP, todas as empresas interessadas em participar poderão manifestar interesse e adquirir o pacote de dados até o próximo dia 18 de setembro.
"Os processos de licitação de áreas, promovidos pela ANP, são transparentes e apoiados em dados públicos e/ou não exclusivos. Portanto, todos os participantes têm o mesmo acesso às informações existentes. Além disso, qualquer pessoa física, residente no Brasil, ou qualquer pessoa jurídica, constituída sob as leis brasileiras, pode adquirir os dados e informações sobre a(s) área(s) no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP", disse a agência.
Fonte: Estadão
quinta-feira, 1 de agosto de 2013
Quase metade dos investimentos para produção de petróleo até 2016 será destinada ao pré-sal
Quase metade (49%), ou US$ 43,7 bilhões, dos investimentos totais na área de produção da Petrobras previstos no Plano de Negócios da empresa até 2016 (US$ 89,9 bilhões) vai para a área do pré-sal. O plano foi anunciado nesta segunda-feira (25) pela presidente da empresa, Graça Foster, e por sua diretoria.
O pré-sal responde hoje por 5% dos 2,02 milhões de barris diários produzidos no país, mas deve chegar a 30% até 2016. Ao mesmo tempo, o pós-sal vai passar dos 95% de hoje para cerca de 70% em cinco anos.
Os US$ 25,4 bilhões previstos para exploração (isto é, a perfuração de poços para descobrir o tamanho e características das reservas) continuarão concentrados no pós-sal (69%) nos próximos cinco anos, enquanto o pré-sal receberá apenas 24% desses investimentos.
O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Maria Formigli, disse que, atualmente, a Petrobras busca fazer descobertas no pós-sal, em fronteiras exploratórias como as margens leste (que inclui as bacias de Sergipe e Alagoas) e equatorial (que fica na costa amazônica). “A expectativa é muito boa nessas áreas”, destacou.
Formigli também enfatizou a necessidade de se investir na produção de equipamentos e estruturas locais para evitar atrasos e maximizar o desempenho. Ele citou como exemplo negativo as 14 sondas que foram importadas pela empresa que tiveram uma média de um ano de atraso.
Segundo o diretor, as sondas que atrasaram não têm conteúdo local. “O atraso afetou muito nossa curva de produção”, disse. A tendência é que o conteúdo local aumente e, a partir de 2016, estão previstas 33 novas sondas, que terão entre 55% e 65% de conteúdo local.
fonte: AGÊNCIA BRASIL
O pré-sal responde hoje por 5% dos 2,02 milhões de barris diários produzidos no país, mas deve chegar a 30% até 2016. Ao mesmo tempo, o pós-sal vai passar dos 95% de hoje para cerca de 70% em cinco anos.
Os US$ 25,4 bilhões previstos para exploração (isto é, a perfuração de poços para descobrir o tamanho e características das reservas) continuarão concentrados no pós-sal (69%) nos próximos cinco anos, enquanto o pré-sal receberá apenas 24% desses investimentos.
O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Maria Formigli, disse que, atualmente, a Petrobras busca fazer descobertas no pós-sal, em fronteiras exploratórias como as margens leste (que inclui as bacias de Sergipe e Alagoas) e equatorial (que fica na costa amazônica). “A expectativa é muito boa nessas áreas”, destacou.
Formigli também enfatizou a necessidade de se investir na produção de equipamentos e estruturas locais para evitar atrasos e maximizar o desempenho. Ele citou como exemplo negativo as 14 sondas que foram importadas pela empresa que tiveram uma média de um ano de atraso.
Segundo o diretor, as sondas que atrasaram não têm conteúdo local. “O atraso afetou muito nossa curva de produção”, disse. A tendência é que o conteúdo local aumente e, a partir de 2016, estão previstas 33 novas sondas, que terão entre 55% e 65% de conteúdo local.
fonte: AGÊNCIA BRASIL
sexta-feira, 12 de julho de 2013
Edital indica retorno privado de até 25% para Libra, diz ANP
O governo trabalha com um cenário de disputa acirrada no 1º leilão de partilha do petróleo com a possibilidade de participação de até oito consórcios. Pela conta da diretora geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriard, depois de entregar à União sua participação mínima de 41,6%, pago o bônus de R$ 15 bilhões e o imposto de renda e contribuição social (CSLL) - ao longo da concessão - o consórcio vencedor ainda poderá ter lucro médio de 25% com a produção de petróleo em Libra, o maior campo do pré-sal até agora.
Ontem Magda chamou a atenção para o fato de Libra garantir, no mínimo, uma participação governamental equivalente a 75% do excedente em óleo. Esse percentual considera o bônus, o Imposto de Renda, Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e o excedente em óleo que será entregue à União em percentual mínimo de 41,65%.
Baseada no fato de 30 empresas terem se qualificado para a 11ª Rodada, realizada em maio, Magda acha possível que o primeiro leilão de partilha tenha seis a oito consórcios participando. "Claro que é especulação, mas esperamos o interesse de todas as grandes petroleiras", disse ela ao Valor, por telefone, de Londres.
Considerando o tamanho dos investimentos, que podem chegar a centenas de bilhões de reais, as empresas começaram ontem mesmo a fazer avaliações e estudar a viabilidade e retorno dos investimentos. Só o bônus de assinatura, que assim como royalties e encargos financeiros, não são reconhecidos como custo em óleo, vai custar R$ 15 bilhões. Cada empresa terá que pagar R$ 2 milhões para participar do leilão e ganhará quem oferecer maior percentual da produção de óleo para a União, respeitado o piso (41,65%).
Frisando que ainda é cedo para uma opinião sobre a atratividade econômica do leilão, o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos França de Luca, criticou alguns pontos da minuta do edital e elogiou outros. Os dois principais itens negativos, na avaliação da indústria, são o prazo de concessão, de 35 anos não renováveis, e o percentual de recuperação de custos (custo em óleo), que é de 50% nos dois primeiros anos e de 30% nos anos seguintes.
O IBP avalia que o prazo deveria ser maior, dado que o concessionário deverá ter, no melhor dos cenários, apenas 26 anos de produção e comercialização do óleo do campo de Libra, considerando quatro anos de exploração (que se gostaria que fossem cinco) e cinco de desenvolvimento da produção.
"Isso também traz um nível de incerteza para dentro do projeto porque qualquer atraso que houver, um equipamento que não chegar no prazo previsto, por exemplo, vai estrangular o período de produção", disse Flávio Rodrigues, coordenador de Relações Externas do IBP. "Se trabalharmos com o caso mais otimista, de 26 anos produzindo, isso pode ser reduzido para 25, 24 anos, dependendo do comportamento do projeto", completou o executivo, lembrando que a Petrobras tem atrasado o início de seus projetos.
Ao criticar o máximo de 50% de recuperação do custo em óleo (correspondente às despesas associadas à exploração e produção) nos dois primeiros anos do contrato, o IBP avalia que trata-se de um percentual baixo, considerando os pesados custos que as companhias terão que arcar principalmente no início do projeto sem poder recuperar nos primeiros nove anos os investimentos para produzir o chamado "primeiro óleo", previsto para 2017.
Uma fonte do governo explicou que os cálculos tiveram como base o percentual da Participação Especial (PE) paga nos campos que têm esse encargo, que incide sobre os de maior produção. "O custo [recuperável] nunca passou de 30%. Mas existe um gatilho que permite, a cada dois anos, voltar a recuperar 50% dos custos até fechar a conta", explicou a fonte.
A partir das informações divulgadas ontem, a indústria precisará de tempo. "Agora todos começam um período de avaliação da atratividade. [Com as minutas] é possível simular nos modelos o break-even [ponto de equilíbrio] e a viabilidade mínima", disse uma fonte. O edital traz uma tabela estabelecendo valores mínimos do excedente em óleo para a União que variam de acordo com o preço do petróleo - até US$ 60 e a partir daí variando a cada US$ 20 no preço até US$ 160,01 por barril - e a produtividade dos poços. É uma novidade que não se vê nos contratos de partilha mais conhecidos.
"Nos contratos de partilha consagrados não é esse o método de captura do lucro extraordinário", observou o executivo. "Se é bom ou ruim ainda não dá para saber, mas o fato de o modelo incluir a produtividade por poço preocupa, porque não é possível estimar ainda. Existem dados do pré-sal em Tupi e um poço em Libra, mas ainda são insuficientes. Pode ser que os primeiros sejam excepcionais e os seguintes não tão bons", completou a fonte, lembrando que a área de Libra tem 1,5 mil quilômetros quadrados.
Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra Estrutura, acha que a tabela é um aperfeiçoamento da Participação Especial que existe no modelo de concessão sem a variável preço (só volume), para capturar para o governo ganhos excessivos em caso de aumento do preço internacional e da produção de petróleo. "Na época em que foi feita a regra da PE o governo preferiu usar variáveis mais físicas e não físico-econômicas", disse Pires, que foi assessor da presidência da ANP na fundação da agência.
Em uma análise preliminar da minuta do contrato, o advogado Leonardo Miranda, do escritório Machado Meyer, afirmou que o documento deixa evidente a confiança que o governo tem em relação à atratividade do pré-sal. "Acho que o governo foi coerente com o que vem anunciado há meses, no sentido de que considera o pré-sal uma joia tão preciosa a ponto de pouco importarem termos contratuais extremamente rígidos", disse Miranda. "Libra é um ótimo teste, pois é um único ativo, ao contrário de um leilão onde há varias áreas em que uma ou mais possam justificar a aceitação de termos rígidos", completou.
Para o advogado, um dos principais pontos que podem trazer dúvidas aos potenciais investidores está relacionada à governança. "As limitações de apropriação [dos custos] e a ausência de correção monetária são desestimulantes, já que existe um controle absoluto desses procedimentos nas mãos da PPSA. Na governança, a dúvida a ser testada é quão independentes serão a Petrobras e a própria PPSA", disse advogado. Para Miranda o risco de governança aumenta "exponencialmente" se a Petrobras tiver mais do que 30% e o risco de perda dessa governança é reduzido apenas se os parceiros forem alinhados com a estatal.
Fonte: Valor Econômico/Por Cláudia Schüffner, Rodrigo Polito e Marta Nogueira | Do Rio
Ontem Magda chamou a atenção para o fato de Libra garantir, no mínimo, uma participação governamental equivalente a 75% do excedente em óleo. Esse percentual considera o bônus, o Imposto de Renda, Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e o excedente em óleo que será entregue à União em percentual mínimo de 41,65%.
Baseada no fato de 30 empresas terem se qualificado para a 11ª Rodada, realizada em maio, Magda acha possível que o primeiro leilão de partilha tenha seis a oito consórcios participando. "Claro que é especulação, mas esperamos o interesse de todas as grandes petroleiras", disse ela ao Valor, por telefone, de Londres.
Considerando o tamanho dos investimentos, que podem chegar a centenas de bilhões de reais, as empresas começaram ontem mesmo a fazer avaliações e estudar a viabilidade e retorno dos investimentos. Só o bônus de assinatura, que assim como royalties e encargos financeiros, não são reconhecidos como custo em óleo, vai custar R$ 15 bilhões. Cada empresa terá que pagar R$ 2 milhões para participar do leilão e ganhará quem oferecer maior percentual da produção de óleo para a União, respeitado o piso (41,65%).
Frisando que ainda é cedo para uma opinião sobre a atratividade econômica do leilão, o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos França de Luca, criticou alguns pontos da minuta do edital e elogiou outros. Os dois principais itens negativos, na avaliação da indústria, são o prazo de concessão, de 35 anos não renováveis, e o percentual de recuperação de custos (custo em óleo), que é de 50% nos dois primeiros anos e de 30% nos anos seguintes.
O IBP avalia que o prazo deveria ser maior, dado que o concessionário deverá ter, no melhor dos cenários, apenas 26 anos de produção e comercialização do óleo do campo de Libra, considerando quatro anos de exploração (que se gostaria que fossem cinco) e cinco de desenvolvimento da produção.
"Isso também traz um nível de incerteza para dentro do projeto porque qualquer atraso que houver, um equipamento que não chegar no prazo previsto, por exemplo, vai estrangular o período de produção", disse Flávio Rodrigues, coordenador de Relações Externas do IBP. "Se trabalharmos com o caso mais otimista, de 26 anos produzindo, isso pode ser reduzido para 25, 24 anos, dependendo do comportamento do projeto", completou o executivo, lembrando que a Petrobras tem atrasado o início de seus projetos.
Ao criticar o máximo de 50% de recuperação do custo em óleo (correspondente às despesas associadas à exploração e produção) nos dois primeiros anos do contrato, o IBP avalia que trata-se de um percentual baixo, considerando os pesados custos que as companhias terão que arcar principalmente no início do projeto sem poder recuperar nos primeiros nove anos os investimentos para produzir o chamado "primeiro óleo", previsto para 2017.
Uma fonte do governo explicou que os cálculos tiveram como base o percentual da Participação Especial (PE) paga nos campos que têm esse encargo, que incide sobre os de maior produção. "O custo [recuperável] nunca passou de 30%. Mas existe um gatilho que permite, a cada dois anos, voltar a recuperar 50% dos custos até fechar a conta", explicou a fonte.
A partir das informações divulgadas ontem, a indústria precisará de tempo. "Agora todos começam um período de avaliação da atratividade. [Com as minutas] é possível simular nos modelos o break-even [ponto de equilíbrio] e a viabilidade mínima", disse uma fonte. O edital traz uma tabela estabelecendo valores mínimos do excedente em óleo para a União que variam de acordo com o preço do petróleo - até US$ 60 e a partir daí variando a cada US$ 20 no preço até US$ 160,01 por barril - e a produtividade dos poços. É uma novidade que não se vê nos contratos de partilha mais conhecidos.
"Nos contratos de partilha consagrados não é esse o método de captura do lucro extraordinário", observou o executivo. "Se é bom ou ruim ainda não dá para saber, mas o fato de o modelo incluir a produtividade por poço preocupa, porque não é possível estimar ainda. Existem dados do pré-sal em Tupi e um poço em Libra, mas ainda são insuficientes. Pode ser que os primeiros sejam excepcionais e os seguintes não tão bons", completou a fonte, lembrando que a área de Libra tem 1,5 mil quilômetros quadrados.
Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra Estrutura, acha que a tabela é um aperfeiçoamento da Participação Especial que existe no modelo de concessão sem a variável preço (só volume), para capturar para o governo ganhos excessivos em caso de aumento do preço internacional e da produção de petróleo. "Na época em que foi feita a regra da PE o governo preferiu usar variáveis mais físicas e não físico-econômicas", disse Pires, que foi assessor da presidência da ANP na fundação da agência.
Em uma análise preliminar da minuta do contrato, o advogado Leonardo Miranda, do escritório Machado Meyer, afirmou que o documento deixa evidente a confiança que o governo tem em relação à atratividade do pré-sal. "Acho que o governo foi coerente com o que vem anunciado há meses, no sentido de que considera o pré-sal uma joia tão preciosa a ponto de pouco importarem termos contratuais extremamente rígidos", disse Miranda. "Libra é um ótimo teste, pois é um único ativo, ao contrário de um leilão onde há varias áreas em que uma ou mais possam justificar a aceitação de termos rígidos", completou.
Para o advogado, um dos principais pontos que podem trazer dúvidas aos potenciais investidores está relacionada à governança. "As limitações de apropriação [dos custos] e a ausência de correção monetária são desestimulantes, já que existe um controle absoluto desses procedimentos nas mãos da PPSA. Na governança, a dúvida a ser testada é quão independentes serão a Petrobras e a própria PPSA", disse advogado. Para Miranda o risco de governança aumenta "exponencialmente" se a Petrobras tiver mais do que 30% e o risco de perda dessa governança é reduzido apenas se os parceiros forem alinhados com a estatal.
Fonte: Valor Econômico/Por Cláudia Schüffner, Rodrigo Polito e Marta Nogueira | Do Rio
quarta-feira, 10 de julho de 2013
ANP DIVULGA MINUTAS DO EDITAL E DO CONTRATO DA 1ª LICITAÇÃO DO PRÉ-SAL
A ANP divulgou hoje (9/7) as minutas do edital da 1ª Licitação Do Pré-sal e do contrato de partilha de produção, com a área em oferta, as regras e procedimentos para participação e o cronograma preliminar. As minutas do edital e do contrato passarão por processo de Consulta Pública e Audiência Pública, de 10 a 19 de julho, estando sujeitas a aperfeiçoamentos. Na licitação, que será realizada no dia 21 de outubro, será ofertada a área de Libra, na Bacia de Santos, um total de 1.547,76 Km2.
De acordo com a minuta do edital, a Petrobras será a operadora da área, com participação mínima de 30%. O consórcio poderá ter, no máximo, cinco empresas licitantes, podendo incluir a Petrobras. Os consórcios deverão ter a participação de pelo menos uma empresa licitante de Nível A, com capacidade para atuar em águas profundas, e poderão incluir outras de Nível B, com capacidade para atuar em terras e águas rasas.
Durante a licitação, a Petrobras só poderá participar de um consórcio. Nos consórcios que não incluírem a Petrobras, pelo menos uma das empresas participantes deverá ser qualificada como licitante de Nível A. A exigência garante a presença, na licitação, de outras empresas, além da Petrobras, com a qualificação técnica e a experiência necessária para atuar em áreas como a de Libra. As empresas interessadas disputarão os 70% restantes segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo de 41,65%. Este percentual garante à União o mínimo de 40% de excedente de óleo, em média, ao longo da vigência do contrato de 35 anos.
O percentual do excedente em óleo para a União, a ser ofertado pelos licitantes, deve estar de acordo com a tabela 10 da minuta de edital. O bônus de assinatura foi fixado em R$ 15 bilhões, a garantia de oferta, em R$ 156.109.000,00 e a taxa de participação, em R$ 2.067.400,00.
As ofertas serão classificadas segundo a ordem da maior para a menor oferta de excedente em óleo para a União, sendo declarado vencedor o concorrente cuja oferta compreender o maior excedente em óleo para a União.
O percentual mínimo de conteúdo local será de 37% para a fase de exploração, que terá duração de quatro anos. Na etapa de desenvolvimento, será de 55% para módulos com primeiro óleo até 2021, e de 59% para módulos com primeiro óleo a partir de 2022.
A minuta de contrato apresenta as regras de governança do contrato entre Petrobras, Pré-sal Petróleo S.A. e demais empresas do consórcio. Também prevê a recuperação do custo em óleo, que é o percentual utilizado para pagar os custos em produção do consórcio.
O texto integral das minutas do edital e do contrato de partilha de produção pode ser baixado nos formatos word e pdf nos endereços:
sábado, 6 de julho de 2013
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".
segunda-feira, 24 de junho de 2013
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
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
sábado, 15 de junho de 2013
MME: Brasil não terá excedente de gás natural até 2022
Por Wellington Bahnemann
Segundo a executiva, a expansão da oferta de gás no Brasil dependerá essencialmente das ações da Petrobras, principal agente do mercado produzindo em torno de 90% do gás nacional. Nesse contexto, Symone lembrou que a estatal tem dito de
quinta-feira, 11 de abril de 2013
Gasoduto de 300 quilômetros ligará os campos do pré-sal da Bacia de Santos (SP) até praia em Maricá (RJ) para ser entregue ao Comperj (Itaboraí)
Autor(es): Henrique Gomes Batista
O Globo - 10/04/2013
A Petrobras pretende construir instalações na praia de Jaconé, em Maricá, para receber o gás natural que será produzido nos campos do pré-sal na Bacia de Santos. O anúncio foi feito ontem pela presidente da companhia, Maria das Graças Foster, ao explicar que a construção, em alto mar, de uma instalação de liquefação do gás (Gás Natual Liquefeito, GNL) não se mostrou economicamente viável. Graça Foster apresentou o Plano de Negócios 2013/17 a 600 empresários na Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan):
- Para o projeto de GNL embarcado ser viável teria que ter uma escala maior de produção, que ainda não temos. Por isso, não vamos fazer esse modal de transferência de gás.
O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli, explicou que a construção do gasoduto, de 300 quilômetros, dos campos de petróleo até a costa, em Jaconé, está em estudo. Parte do gás do pré-sal está sendo escoado hoje por Caraguatatuba, Santos, e outra parte será por Cabiúnas, no Rio.
- O gás entrará pela região de Maricá para ser entregue ao Comperj (Itaboraí). Neste momento, a área de engenharia está detalhando as especificações técnicas para ir ao mercado contratar as encomendas - disse Formigli.
Os dirigentes também disseram que a Petrobras tem interesse em renovar o contrato de importação de gás natual com a Bolívia, que vai vencer em 2019. Pelo contrato, o Brasil importa 30 milhões de metros cúbicos por dia de gás da Bolívia.
A estatal informou ainda que reduziu as importações de derivados de petróleo entre 10 e 15 mil barris/dia no primeiro trimestre, graças ao aumento do refino. Segundo o diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, no último fim de semana foram refinados 2.149 mil barris diários, um novo recorde.
- Isso reduz de forma substantiva a necessidade de importação com esse nível de processamento. (Ramona Ordoñez)
O Globo - 10/04/2013
A Petrobras pretende construir instalações na praia de Jaconé, em Maricá, para receber o gás natural que será produzido nos campos do pré-sal na Bacia de Santos. O anúncio foi feito ontem pela presidente da companhia, Maria das Graças Foster, ao explicar que a construção, em alto mar, de uma instalação de liquefação do gás (Gás Natual Liquefeito, GNL) não se mostrou economicamente viável. Graça Foster apresentou o Plano de Negócios 2013/17 a 600 empresários na Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan):
- Para o projeto de GNL embarcado ser viável teria que ter uma escala maior de produção, que ainda não temos. Por isso, não vamos fazer esse modal de transferência de gás.
O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli, explicou que a construção do gasoduto, de 300 quilômetros, dos campos de petróleo até a costa, em Jaconé, está em estudo. Parte do gás do pré-sal está sendo escoado hoje por Caraguatatuba, Santos, e outra parte será por Cabiúnas, no Rio.
- O gás entrará pela região de Maricá para ser entregue ao Comperj (Itaboraí). Neste momento, a área de engenharia está detalhando as especificações técnicas para ir ao mercado contratar as encomendas - disse Formigli.
Os dirigentes também disseram que a Petrobras tem interesse em renovar o contrato de importação de gás natual com a Bolívia, que vai vencer em 2019. Pelo contrato, o Brasil importa 30 milhões de metros cúbicos por dia de gás da Bolívia.
A estatal informou ainda que reduziu as importações de derivados de petróleo entre 10 e 15 mil barris/dia no primeiro trimestre, graças ao aumento do refino. Segundo o diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, no último fim de semana foram refinados 2.149 mil barris diários, um novo recorde.
- Isso reduz de forma substantiva a necessidade de importação com esse nível de processamento. (Ramona Ordoñez)
terça-feira, 19 de fevereiro de 2013
O alto custo de um erro -
Por Adriano Pires
Depois de quatro anos sem realizar leilões de petróleo, o governo anunciou que esse ano a ANP deverá promover três leilões. O primeiro em maio e os outros dois no final do ano. Em maio ocorrerá a 11 rodada e no final do ano o primeiro leilão de áreas do pre-sal e outro em áreas em terra visando o aumento da oferta de gás natural. Como era esperado o mercado reagiu bem ao anúncio, depois de anos de notícias ruins e todos estão torcendo para que haja continuidade dos leilões ao longo dos próximos anos.
A nova abertura do mercado de petróleo no Brasil difere bastante da realizada no fim dos anos 90. Naquele momento, a ideia foi de abrir o mercado, garantindo um tratamento igualitário a todas as empresas, através de uma agencia reguladora independente e com isso promovendo a concorrência no setor. Para isso, foi estabelecido o modelo jurídico da concessão e os preços da gasolina e do diesel seguiam a tendencia do mercado internacional.
A volta dos leilões é um avanço, agora só falta o governo restabelecer as boas praticas de mercado que existiam na abertura dos anos 90
A nova abertura vem revestida de uma maior intervenção do Estado e de uma Petrobras enfraquecida, já que foi a empresa a principal prejudicada com o fechamento do mercado e as mudanças no marco regulatório As regras sobre o conteúdo local são atrasadas, viraram dogma, revela um nacionalismo ultrapassado e acabam dificultando o aparecimento de empresas nacionais fortes e competitivas. O novo modelo jurídico da partilha trás de volta o monopólio da Petrobras na operação dos campos do pre-sal, além de dar um tratamento desigual entre a Petrobras e as demais empresas, pelo fato de que a estatal terá sempre uma participação minima de 30% nos campos do pre-sal a serem leiloados. Sem falar na criação de mais uma estatal, que teria a missão de gerir os contratos de partilha e poder de veto no comitê gestor dos campos de petróleo. Para completar o quadro intervencionista, os preços da gasolina e do diesel continuam sendo determinados pelo comportamento da inflação e não pela tendência do mercado internacional.
Finalmente, o governo entendeu que a conta estava ficando muito cara para o Brasil pelo fato de ter fechado o mercado de petróleo, em particular, no momento do anúncio das grandes reservas do pre-sal. Investimentos que poderiam ter sido realizados no Brasil foram para outros destinos como os Estados Unidos, Africa e Colombia, provocando, em particular, nos Estados Unidos uma grande revolução com a produção do chamado gás e petróleo não convencional, o que levará o país a voltar a ser um dos maiores produtores mundiais de petróleo e gás natural e a voltar a atrair inúmeras empresas devido a garantia de abastecimento e preços competitivos.
A volta dos leilões é um avanço, agora só falta o governo restabelecer as boas praticas de mercado que existiam na abertura dos anos 90. Aí, sim, o país voltará a fazer parte da rota dos grandes investimentos das empresas petrolíferas e o setor de petróleo.
Fonte: O Globo, 18/02/2013 - http://www.imil.org.br/artigos/eficiencia/o-alto-custo-de-um-erro/
terça-feira, 25 de setembro de 2012
ONU pretende ter parte da produção brasileira do pré-sal
O tributo internacional vai variar de 1% a 7% do que for explorado em uma área de 370,8 km a 648,2 km da costa
A faixa do pré-sal na área em que se dará a cobrança soma 0,37% do total já descoberto. Especialistas acreditam, porém, que o potencial da região é bem maior e ainda não há estimativas dos valores que serão pagos à ONU Foto: DivulgaçãoRio/Brasília Uma nova disputa pelos recursos do petróleo do pré-sal está prestes a começar. A Organização das Nações Unidas (ONU) se prepara para abocanhar uma parte da produção brasileira de petróleo, que vai variar de 1% a 7% do que for explorado entre 200 e 350 milhas náuticas (370,8 km a 648,2 km da costa) - área considerada uma extensão do mar brasileiro, já concedida ao País pelo órgão. O novo tributo internacional, que funciona como "royalties" e será aplicado a toda atividade econômica na região, também começa a ser discutido em outros países, como o Canadá, e preocupa o governo brasileiro.terça-feira, 24 de julho de 2012
Euforia com o petróleo brasileiro passou, diz Financial Times
Jornal britânico faz análise pessimista sobre o futuro do setor no país e critica a falta de viabilidade econômica das reservas petrolíferas locais
Oferta dará à estatal os recursos necessários para explorar 5 bilhões de barris na camada do pré-sal
Ao anunciar a decisão da petroleira americana Anadarko em vender seus ativos no Brasil, o diário britânico Financial Times aproveitou para fazer uma análise pessimista sobre o futuro do setor no país. Em reportagem publicada nesta quinta-feira, o jornal destaca que um conjunto de problemas fez com que a euforia das empresas com o petróleo nacional tenha ficado no passado. O pano de fundo para as críticas não se baseia em dados geológicos, mas sim políticos e econômicos. A enorme influência do governo petista na indústria, a política de conteúdo nacional e o acidente da Chevron são as principais razões, segundo o FT, para a repentina falta de interesse de empresas estrangeiras pelo petróleo brasileiro.
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