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 Saiba mais: conheça os modelos de exploração de petróleo

28 de agosto de 2008 • 16h37

As descobertas brasileiras de megareservas de petróleo e gás natural sob a

camada pré-sal dispararam discussões sobre um novo marco

regulatório, no momento em análise por uma comissão de ministros.

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que com os recursos

do pré-sal tem dito querer reparar problemas sociais históricos

do País, deverá receber um parecer de ministros entre setembro

e outubro sobre o modelo que melhor atenderia suas diretrizes.

Especialistas avaliam que dificilmente não haverá mudanças

na regulação - atualmente, o modelo brasileiro é o de contratos

de concessão, em vigor desde a Lei do Petróleo, de 1997.

Outros argumentam no entanto que a melhor forma de

remunerar o governo seria o simples aumento das taxas cobradas

sobre a produção, já que a medida não demandaria mudanças na

lei e seria de mais rápida implantação.

Se houver mudança, o mais provável será a adoção do modelo

de partilha para o pré-sal, com a criação de uma nova estatal

detentora das reservas, embora essa mudança seja complexa do

ponto de vista jurídico e legislativo.

Alguns dos fatores que afetam a escolha do modelo são o

volume de reservas e custos de exploração e produção (E&P).

Em países com baixas reservas e altos custos de produção

(principalmente em águas profundas), o modelo que predomina é o

de concessões, que inclui pagamento de royalties e outras

taxas, como é o caso do modelo vigente no Brasil.

Naqueles países que apresentam maiores reservas de médio

custo, a opção mais usual é a de Contratos de Partilha de

Produção. Já nos países com grandes reservas e baixos custos de

produção a preferência é dada aos Contratos de Risco ou prestação de serviços.

Veja a seguir as principais diferenças entre os modelos:

Partilha de produção


No modelo de partilha, o investidor é pago com parte do

petróleo produzido, mas as reservas são do governo durante todo

o período do contrato. A outra parte da produção se configura

no lucro do governo.

Os acordos neste modelo podem variar dependendo da

negociação entre as partes: o petróleo extraído nos primeiros

anos pode ser definido como "cost oil", destinado a pagar o

investimento, o que pode ser bom para a empresa, pois ela teria

seus custos cobertos em um curto prazo.

Ou o governo poderia exigir do investidor que uma parcela

maior do petróleo seja tratada como "profit oil", o que

reduziria o volume de recursos obtidos com a extração do

petróleo para pagamento dos investimentos, custo este que seria

assim pago em um prazo mais longo, até o esgotamento da reserva

ou o fim do contrato, por exemplo.

Contratos de concessão


Os contratos de exploração e produção são obtidos através

de leilão, e as áreas são operadas sob o regime de pagamento de

royalties e outras taxas. Uma vez adquirida a área, o

concessionário tem o direito exclusivo de operação e à

propriedade do petróleo/gás produzidos.

Por outro lado, também arca com todos os custos e riscos

relacionados à exploração e produção, bem como com os

pagamentos dos royalties e das participações especiais. Os

impostos são calculados sobre a produção do campo e os preços

praticados no mercado de acordo com o definido no contrato.

Sobre a vigência, os contratos de concessão são divididos

em duas fases: exploração; e desenvolvimento e produção. A fase

de exploração pode durar de três a oito anos, enquanto a fase

de desenvolvimento e produção pode durar até o fim da vida útil do poço.

Prestação de serviços


A empresa petrolífera é contratada para viabilizar a

exploração, porém todo o óleo produzido é entregue ao governo.

Sob a forma de contratos de risco, a empresa realiza todos os investimentos na fase exploratória para ser ressarcida depois que o campo entrar em produção. Esta não é dividida e

pertence integralmente ao dono do bloco, e a empresa recebe

pelos serviços prestados em dinheiro ou em petróleo, conforme

estabelecido no contrato.

Modelos pelo mundo


Segundo o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e

Biocombustíveis (IBP), os contratos de concessão e de partilha

de Produção - as duas principais modalidades de contratação de

atividade de exploração e produção de petróleo no mundo - têm

distribuição equilibrada no mundo.

De forma geral, os contratos de concessão tendem a dominar

nos países desenvolvidos. Usam este tipo de contrato os Estados

Unidos, a maioria dos países europeus, Canadá, Austrália, além

do Brasil e maioria das nações sul-americanas.

Por outro lado, o modelo de partilha de produção é mais comum

nos países africanos, nos quais não existe um regime

fiscal/tributário adequado, segundo o IBP. A China e a Índia

também adotam a partilha.

A Rússia, um dos maiores produtores do mundo, adota um

regime misto de concessões e partilha.

Contratos de Prestação de Serviço são muito menos comuns,

segundo o IBP, e tendem a ser adotados em países onde há forte

oposição a investimentos internacionais no setor de petróleo.

Os dois únicos países relevantes com o sistema de Prestação de

Serviços são o México e o Irã, mas o México está votando uma

reforma visando introduzir novas modalidades contratuais.

Noruega


Olhado pelo governo como um possível exemplo a ser seguido,

a Noruega pratica o regime de concessão mas criou uma estatal,

a Petoro, para administrar as reservas do país. Além disso, o

país criou uma taxa única cobrada das empresas do setor.

Todos os recursos arrecadados vão para um fundo no

exterior, para evitar que o excesso de divisas afete a economia

doméstica. A estatal trabalha também como um investidor direto

em blocos de exploração, tornando-se sócia de alguma empresa

operadora. Com isso, divide os riscos e investimentos do projeto.

Fonte: relatório elaborado pela equipe da estrategista Lika

Takahashi, da Fator Corretora, e Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).

Reuters News


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