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12 Perguntas para você entender o Marco Regulatório:

1. O que é o novo marco regulatório? São as novas regras para exploração e produção de petróleo e gás natural na área de ocorrência da camada Pré-Sal e em áreas que venham a ser consideradas estratégicas, enviadas pelo governo para apreciação do Poder Legislativo no dia 31 de agosto de 2009, na forma de quatro projetos de lei (PL).

Os projetos de lei definem o sistema de partilha de produção para a exploração e a produção nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal; a criação de uma nova estatal (Petro-Sal); a formação de um Fundo Social; e a cessão onerosa à Petrobras do direito de exercer atividades de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural em determinadas áreas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de barris, além de uma capitalização da Companhia. Se a proposta do governo for aprovada, o País passará a ter três sistemas para as atividades de E&P de petróleo e gás natural: concessão, partilha de produção e cessão onerosa.

2. Como funcionam os diferentes sistemas no mundo? Cada país adota um diferente sistema ou sistemas que agregam características específicas, de acordo com as peculiaridades e necessidades de cada nação. Há três sistemas mais utilizados: concessão, partilha de produção e prestação de serviços.

A principal característica do sistema de concessão é que as atividades são realizadas por conta e risco do concessionário, sem interferência ou maior controle dos governos nos projetos de exploração e produção, respeitada a regulação existente. Caso haja uma descoberta e ela seja desenvolvida, o petróleo e gás natural, uma vez extraídos, passam a pertencer aos concessionários após o pagamento de royalties e outras participações governamentais.

O sistema de partilha costuma ser usado por países com reservas abundantes e baixo risco exploratório. Nesses contratos, a companhia ou consórcio que executa as atividades assume o risco exploratório. Em caso de sucesso, tem os seus investimentos e custos ressarcidos em óleo (o chamado óleo-custo). O lucro da atividade resulta da dedução dos investimentos e custos de produção da receita total. Convertido em óleo, esse valor é chamado de óleo-lucro, que passa a ser repartido entre a companhia (ou consórcio) e o governo, em porcentagens variáveis.

No sistema de prestação de serviços, uma empresa é contratada para realizar as atividades de exploração e produção e tem seus serviços pagos segundo metodologias contratuais predefinidas. Nesse modelo, toda a produção normalmente é de propriedade do Estado.

Cerca de 80% das reservas mundiais estão em países que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos, que misturam características de mais de um modelo, mas com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção.

3. Por que o marco regulatório está sendo modificado? Quando a atual legislação que regula o setor de petróleo foi criada, em 1997, o Brasil e a Petrobras estavam inseridos num contexto de instabilidade econômica, e o preço do petróleo estava em baixa (US$ 19 o barril). Além disso, os blocos exploratórios tinham alto risco, perspectiva de baixa rentabilidade, e o País era grande importador de petróleo. O marco regulatório que adotou o sistema de concessão foi criado, à época, para possibilitar retorno àqueles que assumiriam esse alto risco.

Hoje, o contexto é outro. O Brasil alcançou estabilidade econômica, foi atingida a autossuficiência, os preços do petróleo estão significativamente mais elevados, e as descobertas no Pré- Sal, uma das maiores províncias petrolíferas do mundo, poderão, apenas com as áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, dobrar o volume de reservas brasileiras. Pelos testes realizados, sabe-se que o risco exploratório é baixo e a produtividade é alta nas descobertas localizadas na camada Pré-Sal.

Com o regime de partilha, o governo pretende obter maior controle da exploração dessa riqueza e fazer com que os recursos obtidos sejam revertidos de maneira mais equânime para a sociedade brasileira. Portanto, esse modelo é mais apropriado ao contexto atual e ao desenvolvimento social, econômico e ambiental do País.

4. Como funcionará o sistema de partilha? O sistema de partilha de produção será vigente nas áreas ainda não licitadas do Pré-Sal e naquelas que venham a ser definidas como estratégicas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Na partilha de produção, os riscos das atividades são assumidos pelos contratados, que serão ressarcidos apenas se fizerem descobertas comerciais. Esse pagamento é feito com o custo em óleo (chamado de óleo-custo), em valor suficiente para ressarcir as despesas da(s) empresa(s) contratada(s). O restante da produção (excedente em óleo, chamado de óleo-lucro) é dividido entre a União e a(s) contratada(s).

Segundo esse projeto de lei, a União poderá celebrar os contratos de duas formas: exclusivamente com a Petrobras (100%) ou a partir de licitações, com livre participação das empresas, atribuindo-se à Petrobras tanto a operação como um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios.

Os contratos, até que seja publicada legislação específica, terão que pagar royalties, na forma da Lei 9.478/97, e bônus de assinatura fixo, definido contrato a contrato, que não será critério de licitação. O projeto prevê ainda que, até a edição de regulamento específico, será devida a participação especial, na forma da Lei 9.478/97, a ser paga a partir da receita obtida pela venda da produção que couber à União.

5. Como funciona o sistema de cessão onerosa de direitos? A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P, em determinadas áreas do Pré-Sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. A companhia arcará com todos os custos e assumirá os riscos de produção. O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo as melhores práticas da indústria do petróleo, e a Petrobras pagará à União este valor. Segundo o projeto de lei, o pagamento da Petrobras ao governo poderá ser feito por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço será fixado segundo o valor de mercado. Quanto aos critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa, serão estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, a partir de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras internacionais, observadas as melhores práticas da indústria do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados laudos técnicos.

6. O que é o Fundo Social? Nos termos previstos no projeto de lei, o Fundo Social será um fundo financeiro constituído por recursos gerados pela partilha de produção, destinados às seguintes atividades prioritárias: combate à pobreza, educação, cultura, ciência e tecnologia, e sustentabilidade ambiental.

A receita do Fundo Social será proveniente da comercialização da parcela do excedente em óleo da União proveniente dos contratos de partilha, do bônus de assinatura e dos royalties que forem destinados à União.

7. O que é a capitalização da Petrobras? Trata-se de uma operação típica do mercado de capitais, que significa colocar mais recursos dos acionistas à disposição da companhia. A capitalização amplia o crescimento sustentado dos investimentos da Petrobras porque, além de tornar disponíveis esses recursos dos acionistas, aumenta sua capacidade de obter novos financiamentos.

O projeto de lei da cessão onerosa também autoriza a União a subscrever ações do capital social da companhia e integralizá-las com títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço seguirá o valor de mercado.

8. De que forma a capitalização afeta os acionistas minoritários? Qu

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