A era do Pré-Sal e suas polêmicas

130717-Petróleo2

No mega-campo de Libra, país começa a definir usos de sua nova riqueza. Algumas opções revelam tendência ao imediatismo

Por André Garcez Ghirardi

O bloco de Libra faz parte do pré-sal, aquela acumulação de petróleo descoberta em 2007, e que se transformou num verdadeiro 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 de fato existe. E em grande quantidade. Nesse sentido, é uma promessa real, concreta. Mas o caminho para transformá-lo em dinheiro disponível é cheio de riscos. Pelo mundo há vários exemplos de outras sociedades ricas em petróleo que viram frustradas as expectativas em torno dessa mesma promessa. A oferta pública para exploração de Libra representa nosso primeiro passo na tentativa de fazer com que, de fato, o dinheiro gerado com a venda do petróleo produzido se transforme na melhoria dos serviços públicos, tão claramente reivindicada nos recentes movimentos de rua.

Depois de um longo debate parlamentar sobre a nova lei e de uma ansiosa espera pela indústria petroleira em todo mundo, teve início em 4 de julho um novo momento na exploração de petróleo no Brasil. Naquele dia foi publicada no Diário Oficial a resolução do Conselho Nacional de Política Energética que define parâmetros técnicos para o leilão público do bloco de Libra (CNPE – Resolução no. 5 de 25 de junho de 2013). É o primeiro leilão de um bloco da área do pré-sal, agendado para outubro deste ano. Diferente das onze licitações que ocorreram desde 1998, o leilão de Libra será o primeiro a se realizar sob a nova lei que se aplica a toda área exploratória que vier a ser designada “estratégica” pelo CNPE, inclusive a região do pré-sal (Lei 12.351/2010). Em recente apresentação feita em Londres ainda em julho de 2013, a diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo (ANP) informou aos potenciais interessados que os estudos geológicos e poços exploratórios já feitos permitem estimar que o volume de petróleo recuperável do bloco de Libra seja de oito a doze bilhões de barris. Trata-se de um dos maiores blocos de petróleo em todo mundo, com volume recuperável suficiente para duplicar as atuais reservas brasileiras. Há muita riqueza potencial em jogo.

Dentre as várias definições técnicas contidas na Resolução 5/2013 do CNPE, quero destacar aqui as que tratam diretamente da principal novidade oferecida pela lei que rege a exploração do pré-sal: a mudança na propriedade do petróleo produzido. Sob os novos contratos (ditos de Partilha de Produção), o petróleo extraído é de propriedade do Estado brasileiro. Isso é diferente do que ocorre sob os Contratos de Concessão, os únicos praticados até agora. Comento a seguir os pontos da resolução que definem o critério de partilha de lucros, como exercício para esclarecer a diferença fundamental entre os dois tipos de contrato.

TEXTO-MEIO

Pelo contrato de concessão, o petróleo produzido é de propriedade da empresa que adquire o direito de explorar o bloco ofertado. É esse o tipo de contrato que tem sido utilizado até o momento para exploração de petróleo no Brasil. Após pagamento dos tributos devidos, a empresa concessionária, vencedora da licitação, pode dispor livremente do petróleo que vier a produzir. Pode vender a quem quiser, quando quiser, e nas condições comerciais de sua conveniência.

O contrário se dá no contrato de partilha de produção, pelo qual todo o petróleo extraído é propriedade do Estado. O Estado autoriza que se use parte do petróleo produzido para reembolsar a empresa contratada dos custos incorridos na exploração e produção. Essa parte 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. Daí o nome de partilha de produção ou produção compartilhada, isto é, o Estado e a contratada dividem entre si o petróleo produzido além do necessário para cobrir os custos de produção. É claro que quanto maior for o reembolso de custos, menor será o excedente de petróleo disponível para repartir com o Estado. É claro, também, que interessa ao Estado, proprietário do petróleo, apropriar-se da maior parcela possível do lucro.

Sob a nova modalidade contratual, o principal critério de competição na oferta pública é justamente a repartição do lucro. Vence o leilão o competidor que 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 oferecerá ao Estado brasileiro uma parte dos lucros. A resolução do CNPE determina que seja de pelo menos quarenta por cento a parcela da União no excedente do bloco de Libra.

Esse critério é menos simples do que possa parecer à primeira vista. Depende de que exista acordo sobre os custos a reembolsar, e também da definição da forma em que será feito o pagamento: se em petróleo ou em dinheiro. A resolução diz que, a cada mês, o contratado pode apropriar-se do valor bruto da produção correspondente aos custos que forem certificados pelo comitê gestor do bloco. Isto é, o produtor pode reter parte da produção para se ressarcir dos custos incorridos. O problema está em determinar o volume de petróleo que corresponde a tais custos, ou seja, está em atribuir um valor ao petróleo produzido. O preço do petróleo pode variar muito de um mês para o outro, e mesmo de um dia para outro. Portanto a relação entre um valor monetário e volume correspondente de petróleo depende de qual cotação se vai usar: se do dia em que se incorreu o custo, ou do momento em que se aprovou o gasto, ou ainda do momento em que o petróleo foi efetivamente vendido, ou de alguma combinação de tudo isso. Sem falar na definição do valor do câmbio a ser usado para converter despesas e receitas de reais para dólares, e vice-versa. Existe, portanto, muito espaço para interpretar e negociar em torno da definição do que é devido, e de como é repartido o dinheiro.

A repartição do dinheiro passa também pelo “bônus de assinatura”. O procedimento de licitação determina que o vencedor faça um pagamento à vista.  O montante desse pagamento, dito bônus de assinatura, diz muito sobre como se pretende gerir os recursos do pré-sal. Além de partilhar com a União o óleo-lucro, o vencedor da licitação deverá pagar ao Estado brasileiro, no momento da assinatura do contrato, um bônus de quinze bilhões de dólares, valor fixado pela recente resolução. As estimativas veiculadas no noticiário situam entre 300 e 500 bilhões de dólares o total de investimentos ao longo dos 35 anos do contrato. Portanto, o produtor contratado deverá arcar imediatamente com o pesado desembolso da ordem de 5% de tudo que será investido no empreendimento. Ao ser obrigado a dar muito dinheiro à vista, é claro que o produtor terá menos para oferecer na partilha com o Estado ao longo do projeto e menor rentabilidade sobre o investimento. A exigência de um alto pagamento imediato revela uma opção do Estado brasileiro: ter logo muito dinheiro à mão, em detrimento do que poderia receber no futuro. Caso se tivesse optado por receber menos agora, a União receberia melhores ofertas de participação no óleo-lucro, isto é, com maiores receitas futuras. Dado que apenas uma parcela do bônus vai para o Fundo Social (criado para receber os lucros do pré-sal) é plausível imaginar que o governo federal tenha favorecido um maior pagamento à vista como alternativa para atender a necessidades fiscais imediatas (o valor estabelecido para o bônus de assinatura é aproximadamente duas vezes o montante de contingenciamento de verbas do orçamento federal anunciado há poucos dias). Escolhas como essa serão recorrentes em todos os contratos de exploração do pré-sal: estaremos privilegiando gastos imediatos sempre que for alto o valor do bônus exigido na assinatura. Por outro lado, se o bônus de assinatura for relativamente pequeno em comparação ao investimento total, estaremos favorecendo o acúmulo de uma reserva que poderá ser usada durante vários anos no financiamento de investimentos públicos estruturantes, e evitando que a taxa de câmbio sofra as pressões associadas à “doença holandesa”.

A exigência de um bônus alto tem ainda um impacto importante sobre a Petrobras. Para fazer frente aos bilionários investimentos necessários para desenvolver blocos de grande porte como Libra, é usual que e as companhias se associem em grupos de duas ou três para diluir o risco, formando consórcios para participar do leilão. Uma das companhias consorciadas é designada a “operadora”, e é encarregada da execução do projeto exploratório. No caso dos blocos do pré-sal, a lei determina que seja a Petrobras a operadora em todos os blocos, e que tenha participação mínima de 30% no consórcio vencedor. Isso significa que logo após o leilão de outubro, a Petrobras deverá desembolsar 30% do bônus de assinatura; terá que desembolsar 4,5 bilhões de dólares. Embora a Petrobras tenha condições financeiras para fazer esse pagamento, o mercado financeiro reagiu com desconfiança a esse ônus adicional imediato para o caixa da empresa, e o valor das ações da companhia teve uma forte queda de 6% nos dias seguintes ao anúncio da resolução do CNPE.

Deixo para um próximo comentário duas outras importantes questões abordadas na resolução publicada em 4 de julho. Uma delas é a definição dos tipos e valores de custos que serão admitidos para dedução do valor do petróleo produzido. Outra, muito controvertida, é a cláusula de conteúdo local, isto é, a exigência da parcela mínima de equipamentos e serviços brasileiros que deverão ser usados no empreendimento de Libra. Esses e outros temas complexos nos obrigam a decisões difíceis e que passarão a ser parte de nosso quotidiano a partir deste momento em que damos o primeiro passo prático para realizar a promessa do pré-sal.

TEXTO-FIM
The following two tabs change content below.

André Garcez Ghirardi

Professor licenciado da UFBa