Pré-sal e Petrobrás além dos discursos e mitos

Ildo Sauer

O texto que aqui publicamos foi extraído do trabalho “Pré-sal e Petrobrás além dos discursos e mitos: disputas, riscos e desafios”, do professor Ildo Sauer, do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEA/USP), e de Larissa Araújo Rodrigues, doutora em Energia pela USP.

Ildo Sauer

Ildo Sauer

Agradecemos ao professor Sauer a autorização para resumir parte de seu trabalho – e a confiança em nossa capacidade de fazê-lo. As possíveis, e inevitáveis, deficiências correm por nossa conta. Os leitores que quiserem consultar a íntegra do trabalho, publicado na revista “Estudos Avançados” (vol. 30 nº 88, São Paulo set./dez. 2016), poderão acessar o site da publicação ou obter uma cópia do texto em www.scielo.br/pdf/ea/v30n88/0103-4014-ea-30-88-0185.pdf.

Ildo Sauer é um nome mais do que conhecido – e conceituado – na área a que se dedicou: a Energia. Além disso, foi um dos autores do programa energético traído por Lula e pelo PT já em 2003, quando Dilma Rousseff foi nomeada para o Ministério das Minas e Energia.

Aliás, em um suplemento sobre Energia, como este, vale a pena reproduzir a descrição de Sauer sobre o modelo proposto no programa com que Lula foi eleito presidente pela primeira vez – e sobre o que ocorreu depois, logo assim que ele entrou no Planalto:

“… a ideia”, diz Ildo, “era centralizar a comercialização da energia por meio de uma entidade estatal. Ela compraria energia das usinas estatais já amortizadas, por um preço que lhes garantisse seu fortalecimento e novos investimentos, e a venderia a um preço abaixo dos valores internacionais.

“Portanto, parte do excedente econômico iria como incentivo à produtividade e à inserção internacional da economia brasileira por meio de uma energia com preço abaixo dos custos marginais internacionalizados. Essa diferença seria a existente entre o custo médio da geração da energia elétrica no País e o custo marginal, que é o custo da energia nova. Essa parte iria para o sistema produtivo.

“Este teria, assim, uma energia de menor tarifa do que aquela a que o mercado competitivo levaria, porque esse mercado sempre vende qualquer produto a partir do custo marginal, da última unidade produzida.

“Outra parte viria do fato de as estatais produzirem energia muito barata graças ao seu sistema de cooperação entre usinas e de muitas delas já estarem praticamente amortizadas. O governo pegaria a diferença entre o custo médio da energia comprada das estatais e o preço de venda dessa energia pela comercializadora pública e a apropriaria socialmente.

“A estimativa era de que isso poderia gerar 300 milhões de megawatts-hora, vendidos a 100 reais o megawatt-hora. Com um custo da ordem de 60 reais o megawatt-hora, seria gerado um excedente anual de 10 a 15 bilhões de reais, dependendo do ponto em que se fizesse a partição entre os consumidores do sistema produtivo e o sistema social” (v. Retrato do Brasil, nº 15, outubro-novembro/2008, grifo nosso).

Porém, o que aconteceu após a posse de Lula e a nomeação de Dilma Rousseff para o Ministério das Minas e Energia?

“Essa era a proposta, mas repentinamente ela ficou no papel.

“Não se capitalizaram as empresas estatais, como estava previsto. O governo Lula manteve a regra básica de criação do mercado livre, que era a descontratação das estatais, já no dia 1º de janeiro de 2003. Essa descontratação, a base de 25% ao ano, se estendeu entre 2003 e 2006, quando todos os contratos iniciais das estatais foram rompidos, como previsto no modelo liberal.

“Ao mesmo tempo, criou-se capacidade fictícia, com usinas termelétricas sem gás natural e sem energia vendida. Dois mil megawatts eram energia da Argentina. Estavam sendo pagos e não tinham condições de serem supridos. Outro exemplo: a energia das usinas térmicas de Uruguaiana e Cuiabá, sem acesso a gás natural firme, era computada como existente. O programa das energias alternativas, baseado em usinas eólicas e em pequenas centrais hidrelétricas foi contratado e não foi implementado.

“Na base da transferência de riqueza, estava um modelo de precificação de energia de curto prazo, em que se ancorava o dito mercado livre, que era uma fraude.

“A base do preço de curto prazo vinha de um programa computacional, o Newave, desenvolvido na Eletrobrás. Daí saía um ‘preço’, cuja função era orientar o operador se ele devia ou não guardar água. No sistema elétrico brasileiro, em grande parte hídrico, se se guarda água hoje, se queima combustível – gás, óleo, carvão. E isso tem um custo. Se a água for guardada sem necessidade, se no futuro não for usada, é como se se estivesse jogando combustível fora. Então, o Newave tem a função de orientar a gestão da água no tempo. Mas esse indicador passou a ser usado como legitimador de preço no mercado livre.

“E esse mercado cresceu, no governo Lula. De quase nada para 12 mil megawatts médios, um quarto de toda a energia elétrica brasileira consumida.

“Com a descontratação das estatais num período de sobra de energia – logo após o apagão do setor elétrico, que reduziu o consumo – e com essa fraude em torno do preço de liquidação dos negócios no curto prazo, se fez uma enorme transferência.

“Em 2006, os próprios comercializadores anunciaram que os cerca de 500 consumidores livres, que compraram cerca de 60 milhões de megawatts-hora (8 mil megawatts médios) em 2005, tiveram um ganho de 2,6 bilhões de reais.

“Se eles contratassem energia pelo custo estrutural regulado pela ANEEL [Agência Nacional de Energia Elétrica], pagariam 109 reais o megawatt-hora. Compraram a 61 reais dos comercializadores. E estes compravam a 18 ou 20 reais das geradoras, a maioria, estatal.

“Então, no bojo da reforma que tinha o objetivo de atender às propostas formuladas em 2002, veio o cavalo-de-tróia do mercado livre, que praticamente descapitalizou todas as estatais de energia elétrica” (idem, grifos nossos).

Em suma, a descontratação das estatais – que deveriam estar “contratadas” para fornecer energia às distribuidoras a um determinado preço – tinha como objetivo alimentar a especulação com “preços livres” no “mercado livre”.

Hoje, depois que Dilma – com a estúpida, irresponsável e demagógica medida provisória nº 579, de setembro de 2012 – quebrou as estatais de energia elétrica (e a prometida redução da tarifa, após a reeleição de 2014, foi transformada em um cavalar aumento no preço da eletricidade para os consumidores) é fácil avaliar o significado da gestão da senhora Rousseff na área energética. No entanto, em 2008, quando Ildo denunciou a situação, que já era lastimável, não era nada fácil dizer o que ele disse.

Sauer foi designado, no início do governo Lula, para a diretoria da área de gás da Petrobrás. Sua administração foi reconhecida, unanimemente, como brilhante – do ponto de vista dos interesses nacionais mais gerais e dos interesses específicos da nossa maior e mais estratégica empresa.

A única exceção a essa unanimidade, a que nos referimos, parece ter sido Dilma Rousseff, com aquela capacidade única de somente suportar submissos e bajuladores. Assim, Ildo foi substituído pela senhora Foster, de saudosa memória, depois elevada à presidência da Petrobrás, com resultados… Bem, leitores, um dia contaremos com mais detalhes esses fatos, que revelam muito sobre a história recente do país – especialmente sobre o caráter de certos “gestores” supostamente “de esquerda”. Por agora, voltemos ao texto (ou, melhor, aos trechos dele que publicamos neste suplemento).

Depois de uma discussão que durou de novembro de 2007 a dezembro de 2010, foi aprovada a Lei de Partilha da Produção (lei nº 12.351/2010), para regular a extração de petróleo na camada pré-sal.

O objetivo era, diante da descoberta de imensas reservas petrolíferas, proporcionar ao Estado – e, por consequência, à sociedade brasileira – uma parcela maior dos recursos dessas reservas, com o objetivo de implementar o crescimento do país e o bem-estar dos brasileiros.

No entanto, em 2013, quando Dilma Rousseff passou por cima de seus compromissos de campanha para realizar o leilão do maior campo petrolífero do mundo – Libra, descoberto pela Petrobrás – descobriu-se que se o leilão tivesse sido realizado sob os critérios da lei de concessões de Fernando Henrique, o Estado e a sociedade teriam sido melhor contemplados do que foram com aquele leilão sob as novas regras, estabelecidas pela Lei de Partilha da Produção.

E isso não aconteceu porque a lei de concessões fosse boa para o país ou para o povo. Simplesmente, no leilão de Libra, estabeleceu-se como critério, uma suposta participação no petróleo (inteiramente fictícia, como veremos em seguida) de 41,65%, que corresponderia ao Estado brasileiro, isto é, à União, ao país.

Tratava-se de uma participação baixa, fixada para favorecer as multinacionais às quais o governo Dilma queria entregar parte de Libra e do pré-sal. Mas até isso era uma farsa – na verdade, essa parcela variava de acordo com o preço do petróleo e a produção média. De tal forma que:

“Com efeito, 41,65%, além de ser um baixo percentual, não é, de fato, o excedente em óleo mínimo para a União, uma vez que, como citado anteriormente, esse percentual pode variar entre 9,93% e 45,56%. Por exemplo, com o petróleo a US$ 60 por barril e uma produção média dos poços de 4 mil barris por dia, o excedente em óleo da União é de apenas 9,93%; com o petróleo a US$ 80 por barril, o excedente da União é de 15,2%” (cf. P.C. Ribeiro Lima, “Nota Técnica preliminar após o ‘leilão’ de Libra”).

O que fez o mesmo autor, conhecido especialista na matéria, concluir:

“O regime de concessão é muito ruim em termos de arrecadação estatal, mas, pelo menos, apresenta um pouco mais de consistência técnica. Libra certamente pagaria uma participação especial próxima de 40% da receita líquida sob esse regime, pois vão ser produzidos, pelo menos, 8 bilhões de barris no período do contrato”.

Os trechos que publicamos aqui, do trabalho de Ildo Sauer e Larissa Araújo Rodrigues, abordam, precisamente, a questão de qual o regime de exoploração do pré-sal que mais beneficiaria o povo brasileiro.

Evidentemente, essa questão pressupõe a existência de um projeto nacional – e de vontade política para realizá-lo. Por outro lado, a riqueza do pré-sal tornou-se uma das bases do próprio projeto nacional de desenvolvimento.

Mas isso ficará claro ao leitor pelo próprio texto dos autores.

C.L.

O Pré-sal, a Petrobrás e o desenvolvimento nacional

ILDO L. SAUER e LARISSA ARAÚJO RODRIGUES

Após o anúncio da descoberta da província petrolífera do pré-sal foram geradas expectativas de que o desenvolvimento dos novos recursos abriria uma nova página na história brasileira, propiciando a mudança radical na estrutura social e econômica.

Principalmente, haveria recursos para resgatar a dívida social nos campos da educação e saúde públicas, na reforma urbana e agrária, na transição energética para fontes renováveis e proteção ambiental, na modernização tecnológica e avanço da ciência, na construção de infraestrutura capaz de propiciar o incremento da produtividade social do trabalho e assim o incremento e a distribuição da renda em patamar capaz de superar as assimetrias e injustiças que assolam a sociedade brasileira há séculos.

O pré-sal adquiriu dimensão de mito: passou a significar a promessa de fabulosos recursos que permitirão que o Brasil alcance, finalmente, um padrão de serviços públicos condizente com as necessidades básicas da população.

O petróleo do pré-sal existe, e em grande quantidade, cuja dimensão real, todavia, ainda é desconhecida. É uma promessa real, concreta. Mas o caminho para transformá-lo em riqueza para a população ainda é incerto. Inúmeros países viram frustradas as expectativas em torno das promessas das riquezas do petróleo. O debate efetivo se situa no campo político: há conflitos de interesses entre os vários atores envolvidos: a população, os acionistas ou controladores da Petrobrás e de outras empresas interessadas e os próprios consumidores de derivados de petróleo no país. Esse debate se transfere para a esfera da organização da indústria de petróleo, do modelo regulatório, dos regimes de produção que apresentam variações vinculados a cada perspectiva de interesses defendidos.

Há dois ativos que compõem o patrimônio público em disputa: os recursos do petróleo, substancialmente pré-sal, e a Petrobrás, com sua capacidade tecnológica. Diferentes alternativas para o desenvolvimento da produção e para o papel da Petrobrás são viáveis: o que difere é o potencial de gerar recursos públicos para serem investidos no resgate das dívidas sociais.

MODELOS

O regime de partilha de produção foi introduzido no país no ano 2010 em meio a um debate nacional sobre a necessidade de garantir ao Estado brasileiro maior participação nos recursos advindos da exploração das reservas na área do pré-sal.

No entanto, conforme apontam os resultados, da forma como vem sendo aplicado (no caso do campo de Libra, por exemplo), ele não garante maior participação governamental.

De modo geral, os modelos regulatórios podem ser agrupados em quatro tipos básicos: contratos de concessão; de partilha de produção; contrato de prestação de serviços; e monopólio estatal de produção.

Pelos contratos de concessão, o petróleo produzido é de propriedade da empresa que adquire o direito de explorar o bloco ofertado em leilão. É esse o tipo de contrato que tem sido utilizado para exploração de petróleo no Brasil por iniciativa do governo FHC. Após pagamento dos tributos e contribuições devidos, a empresa concessionária, vencedora da licitação, pode dispor livremente do petróleo que vier a produzir.

No contrato de partilha de produção, pelo qual todo o petróleo extraído é formalmente propriedade do Estado, este autoriza que se use parte da produção para reembolsar a empresa contratada pelos custos incorridos na exploração e produção. Essa parcela do petróleo usada para reembolso é chamada óleo-custo.

Deduzidos os custos, o petróleo restante é o excedente, ou o “lucro” gerado na operação, chamado óleo-lucro. O óleo-lucro é repartido entre o Estado e a empresa contratada, no caso do Brasil, segundo o resultado do processo de licitação. Quanto maiores forem os custos, menor será o excedente de petróleo disponível para repartir com o Estado.

Interessa ao Estado, ou à Sociedade, proprietária do petróleo, apropriar-se da maior parcela possível do excedente.

No Brasil, a discussão entre os regimes de concessão e partilha da produção e de sua alteração recente (a partir de 2010) tem monopolizado os debates veiculados pelos meios de comunicação.

Todavia, como suspeitado, e confirmado no Leilão de Libra – único realizado sob o regime de partilha até 2016 (outubro) –, os consórcios sem a Petrobrás não se viabilizaram. Em parte, porque, caso vencessem a licitação, em disputa com a Petrobrás, esta deveria ser incorporada ao consórcio; de outra parte, porque a Petrobrás, detentora dos conhecimentos e capacidade tecnológica nas operações do pré-sal, se encontra em posição de assimetria em relação aos demais concorrentes que não lograrem acordo com ela para integrarem o consórcio.

Esta é uma questão, mas a oposição ao regime de partilha não está fundada nela e sim na falsa afirmação de que a Petrobrás não teria como mobilizar os recursos financeiros para os investimentos.

O principal critério de competição na oferta pública [no regime de partilha da produção]é justamente a repartição do lucro e vence o leilão quem oferecer à União a maior participação no lucro do empreendimento.

Com base em seus custos de capital e estimativas de custo de operação, cada um dos concorrentes oferece ao Estado brasileiro uma parte dos lucros. Segundo a lei, o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) determina qual seria a parcela mínima da União no excedente.

No caso do bloco de Libra, o requisito foi estabelecido em pelo menos 41,65%, nominais, porém sujeitos a um conjunto de condicionantes, como a produtividade dos poços e a evolução dos preços do petróleo no mercado internacional. Simulações realizadas indicam que o valor nominal definido, não será atingido na prática, no caso de Libra.

SERVIÇOS

No debate em torno das atuais regras do regime de partilha de produção e em torno da retomada total do regime de concessão também para as áreas do pré-sal, outros grupos vêm defendendo a adoção de contratos de serviço, pelos quais o governo brasileiro teria maior controle sobre as reservas, poderia contratar a Petrobrás para realizar as atividades de exploração e produção. [Esse regime] oferece a possibilidade de maximização do volume de recursos apropriados publicamente pelo controle sobre o ritmo de produção, visando o controle geopolítico sobre o preço do petróleo, junto com a Opep e outros exportadores.

Normalmente, os contratos de serviços são firmados entre um governo e empresas petrolíferas internacionais dispostas a desempenhar as atividades de exploração e produção como prestadoras de serviços, sem direito ou controle sobre as reservas.

Esse regime é adotado principalmente em países com grandes reservas de petróleo e gás, como nos membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), e em países como México e Bolívia. Esses contratos tornaram-se uma opção para os países que não desejam perder controle sobre suas reservas ou sobre o petróleo produzido, mas que precisam ou estão dispostos a aproveitar a experiência de empresas privadas e estrangeiras.

É comum que cada país tenha sua própria versão do contrato de serviços e, algumas vezes, mais de uma versão.

Atualmente, os regimes regulatórios vigentes no Brasil não incorporam diretamente os contratos de serviços. No entanto, de acordo com a Constituição Federal, o Estado brasileiro tem a prerrogativa das atividades de exploração e produção de petróleo e gás, bem como de contratação de empresas para realizá-las.

A lei de partilha de produção permite que os campos do pré-sal sejam ou oferecidos ao mercado, por meio de leilões, ou contratados direta e exclusivamente pela Petrobrás. Além disso, uma nova empresa pública foi criada, a Petróleo S.A. (PPSA), para gerenciar a parcela que cabe ao governo no petróleo produzido nos campos de pré-sal.

Considerando o disposto na Constituição Federal, a possibilidade trazida pela lei da partilha de contratação direta da Petrobrás nos campos do pré-sal e também a existência da empresa PPSA, seria possível conceber um regime de contrato de serviços em que a PPSA, em nome do governo brasileiro, pudesse contratar a Petrobrás como uma prestadora de serviços na área do pré-sal.

A adoção desse sistema implicaria que a propriedade do óleo do pré-sal seria inteiramente do Estado brasileiro. Todas as negociações que existem hoje no regime de partilha em torno da porcentagem que cabe ao governo no óleo produzido deixariam de existir. Ao invés disso, a remuneração devida à Petrobrás pelos seus serviços prestados é que seria negociada.

DESENVOLVIMENTO

O acúmulo de uma reserva financeira maior no futuro, subjacente à ideia do Fundo Social, que poderá ser usada durante vários anos no financiamento de investimentos públicos estruturantes, evita pressão sobre a taxa de câmbio cuja apreciação estaria associada à chamada “doença holandesa”.

Outra questão merecedora de profunda análise é a necessidade de controlar o ritmo de produção para permitir a coordenação com a Opep e demais países exportadores, visando o controle do preço e maximização da geração de renda, e também o modelo regulatório adotado, pois dele dependerá a repartição da destinação do excedente econômico.

A questão estratégica fundamental está vinculada ao ritmo de produção por dois motivos:

  1. a) a capacidade do controle sobre o mesmo é necessária para acordar cotas de produção visando manutenção ou elevação de preços do petróleo, junto com os demais exportadores;
  2. b) se é preferível produzir petróleo, por qualquer modelo, e assim exportá-lo, convertendo-o em moedas (dólar, euro, yen, yuan?) a serem investidas em fundos, aplicando seus rendimentos em investimentos sociais, como preconiza o conceito do Fundo Social, ou se é mais prudente manter o petróleo, devidamente quantificado e com capacidade de produção, via Petrobrás, produzindo-o no ritmo necessário para atender a demanda interna e para gerar recursos requeridos para os investimentos sociais definidos num plano nacional de desenvolvimento econômico e social. É mais conveniente converter o petróleo em moedas e fundos financeiros, cuja gestão e controle são definidos por elites políticas, ou manter o petróleo como recurso a ser convertido em moeda segundo o orçamento de investimentos?

Nem o modelo de partilha nem o de concessão têm a flexibilidade para impor esse controle estratégico. Ambos os regimes outorgam contratos de natureza microeconômica que buscam a aceleração da produção para geração de caixa. Não está na alçada dos consorciados nesses contratos a preocupação estratégica e geopolítica, obrigação do Estado.

Porém, a contratação direta da Petrobrás, para preservação do interesse nacional, também está contemplada na legislação, e essa modalidade permite flexibilidade semelhante à dos contratos de serviço, onde o comando e controle do Governo sobre o ritmo de produção é absoluto.

De modo geral, os regimes que geram maior receita governamental são os regimes de serviços e serviços por incentivos, já que, além de royalties e impostos, a maior parte do valor da produção permanece com a União.

Nesses dois regimes, a União também tem um grande dispêndio no fluxo de caixa, já que é a investidora no projeto, mas, ainda assim, sua remuneração permite que obtenha um resultado final em valor presente líquido favorável e com break even prices [preços de equilíbrio, ou seja, nível de preços mínimo para repor o investimento] mais baixos do que aqueles encontrados para os outros regimes em todos os campos analisados.

Em todos os casos, os regimes que garantem maior parcela governamental são os regimes de serviços com incentivos e [de]serviços, já que nesses casos a maior parte do valor da produção permanece com o Estado.

Isso porque os regimes de serviços trazem uma lógica diferente de apropriação de renda, mantendo o Estado ao mesmo tempo nas posições de proprietário do recurso e de capitalista.

De todo o modo, e mesmo desconsiderando os resultados dos regimes de serviços, ainda assim o regime de partilha de produção não é aquele que garante mais receita governamental na maior parte dos casos.

De acordo com os resultados das simulações econômico-financeiras, o regime de concessões garante maior participação governamental na maior parte dos campos analisados, pois nesse regime a soma dos royalties e da participação especial é mais elevada do que a soma dos royalties e da participação da União no excedente óleo no caso do regime de partilha de produção.

Quando os preços do petróleo se elevam, a diferença nas receitas governamentais entre os dois regimes diminui, já que a parcela do excedente em óleo no regime de partilha de produção passa a ser cada vez maior, considerando as regras aplicadas no caso do campo de Libra, adotado como referência.

De acordo com essas regras, foi adotada uma alíquota base de participação da União no excedente em óleo, que aumenta conforme se elevam os preços do barril de petróleo, além de estar vinculada à produção média diária dos poços.

De fato, conforme os preços do barril de petróleo se elevam, o regime de partilha de produção traz receitas governamentais cada vez mais próximas daquelas do regime de concessões, tendência que é exacerbada quanto maior é o tamanho da reserva analisada.

No entanto, ainda assim, na maior parte dos campos o regime de concessões segue sendo aquele com mais receitas ao poder público.

Essa conclusão é contraditória se levado em consideração que o regime de partilha de produção foi adotado no país sob um debate nacional acerca das possibilidades para o Estado se apropriar de mais recursos com a produção na área do pré-sal. Pelos resultados, tem-se que isso só é verdadeiro quando coexistem as situações de preços do petróleo elevados (entre US$ 75 e US$ 100 por barril) e grandes reservas. Também, ocorre no caso de preços elevados e campos contratados em regime misto, que têm alíquota de participação da União no excedente em óleo maior do que a do campo de referência (Libra).

Quando os preços do petróleo se elevam os primeiros campos a trazer resultados positivos no regime de partilha de produção são aqueles em que há uma alíquota mais elevada de participação da União no excedente em óleo. Ou seja, modificações na alíquota e metodologia de cálculo podem influenciar os resultados do poder público na apropriação da renda dos campos no pré-sal.

Isso leva à conclusão importante de que o regime de partilha de produção não é atualmente aquele que gera mais receitas governamentais pela forma como se dá a definição da alíquota de participação da União no óleo produzido.

No entanto, ele pode trazer mais receitas governamentais caso a alíquota seja alterada.

Atualmente a Lei que define o regime de partilha de produção no país (Lei nº 12.351/2010) não traz definições acerca da definição da alíquota de participação da União no óleo produzido ou sobre metodologias de cálculo para sua aplicação. A definição da alíquota e metodologia de aplicação ocorre atualmente durante o processo de licitação ou contratação direta de áreas no pré-sal.

No caso do campo de Libra, cuja alíquota e metodologia foram adotadas como referência na maior parte dos campos analisados, o processo de licitação do campo, realizado em outubro de 2013, trouxe apenas uma oferta, de um consórcio formado entre a Petrobrás (40%) e empresas estrangeiras (Shell com 20%, Total com 20%, CNOOC com 10% e CNPC com 10%).

Não houve, portanto, competição ou negociação sobre o valor da alíquota base de participação da União no excedente em óleo, que era objeto da licitação, ou seja, um dos itens considerados para a definição da empresa ou consórcio vencedor.

RECEITAS

A despeito das modificações nas regras atuais que poderiam aumentar as participações governamentais no regime de partilha de produção, outra conclusão importante, já mencionada acima, é o fato dos regimes de serviços gerarem mais receitas governamentais.

Atualmente, a Lei da Partilha de Produção já prevê a contratação direta e exclusiva da Petrobrás em áreas do pré-sal. Inclusive, essa contratação já ocorreu para volumes excedentes em campos sob cessão onerosa e, conforme os resultados, apresenta melhores resultados para o governo, por conta de alíquotas de participação no óleo mais elevadas.

Considerando essa possibilidade trazida pela Lei, para o aumento das receitas governamentais deveria haver a contratação direta da Petrobrás em áreas do pré-sal, trazendo o atual regime de partilha de produção para o mais próximo possível do regime de serviços, por meio de transferências de recursos públicos para o financiamento da produção e maior participação da União no óleo produzido.

Além disso, existe a discussão sobre a adoção de um regime de serviços propriamente no país, que de fato traria a maior possibilidade de receitas governamentais, conforme demostrado pelos resultados. Essa possibilidade já foi trazida pelo PL 5.194 de 2013, que esteve em tramitação no Congresso Nacional até o início do ano 2015, quando foi arquivado por falta de manifestações ao projeto. Apesar do arquivamento, pode-se ainda pensar na construção das circunstâncias políticas necessárias para trazê-lo novamente ao debate, se de fato se quer a maior apropriação dos recursos petrolíferos pela sociedade brasileira.

As análises dos arcabouços regulatórios e dos efeitos que têm sobre as receitas da produção de petróleo no país indicam que os recursos não têm sido apropriados pela sociedade brasileira em todo o seu potencial e que o novo regime de partilha de produção instaurado no país permite uma instrumentalização da Lei para operá-lo de modo a favorecer os interesses de empresas em detrimento da sociedade, proprietária última do recurso natural.

Mesmo sobre as receitas já destinadas ao poder público – sem avaliar o mérito de essas serem mais ou menos favoráveis – há um embate sobre sua distribuição entre as diferentes instâncias, que segue a mesma lógica de negociação de apropriação de receitas verificadas entre poder público versus empresas.

Isso pode ser verificado na grande discussão e, atualmente, indecisão, com relação à distribuição dos royalties. Atualmente, as regras que dizem respeito à alíquota para a cobrança de royalties no regime de partilha de produção, bem como as regras para sua distribuição entre os diversos beneficiários não estão válidas, pois foram introduzidas no país por uma lei que está suspensa pelo STF e não há indicativos de quando essa situação será revista.

ALGUMAS CONCLUSÕES

Nem o modelo de concessão nem o de partilha de produção se ajustam para garantir a hegemonia do interesse público, configurando-se a contratação direta da Petrobrás, autorizada pela lei vigente, como a mais adequada por permitir a flexibilidade semelhante à dos contratos de serviços, onde prevalece o comando do Estado sobre a produção e exportação do petróleo.

O regime de partilha de produção – que define a forma como o proprietário dos recursos naturais (União) pode transferi-los a outros entes (empresas), por meio de pagamentos – tem sido instrumentalizado de modo a gerar menos benefícios governamentais do que os esperados.

Atualmente, de acordo com as regras aplicadas pelo regime de partilha de produção para a participação da União no excedente em óleo e para a formação de consórcios para licitações, o regime de concessões mostra-se mais favorável em termos de receitas governamentais na maior parte dos campos analisados.

Essa situação poderia ser alterada ou com a adoção de um novo regime regulatório, como o de serviços, que se mostrou o mais favorável em termos de receitas governamentais, ou com a adaptação das regras do regime de partilha de produção atual, para permitir alíquotas de participação da União no excedente em óleo mais elevadas.

O regime que mostrou trazer maior receita ao poder público é o regime de serviços, pelo qual a União é investidora e detentora das reservas e dos resultados da produção. Por isso, medidas que aproximem o regime de partilha de produção vigente hoje às regras do regime de serviços concebido, considerando as possibilidades existentes na legislação, tendem a aumentar o valor das receitas governamentais.

Compartilhar