com o conteúdo do Relatório I.
Dimensão Características da República Federativa do Brasil
Reservas e produção (ano 2007)
· Petróleo
- Reservas: 12,6 bilhões de barris (15º país; 1,0% do mundo) - Produção: 1,8 milhões de barris diários (14º país; 2,3% do mundo) · Gás Natural
- Reservas: 0,36 trilhões de m3 (0,2% do mundo)
- Produção: 11,3 bilhões de m3 (0,4% do mundo)
Marco Legal
· As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural são exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, observando-se os dispositivos da Lei nº 9.478/97 e demais normas suplementares. Com a aprovação da EC 9/95, que autorizou a contratação com empresas privadas ou estatais para a realização de atividades de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás e da Lei do Petróleo, permitiu-se que as empresas privadas celebrem contratos de concessão para a realização das atividades de upstream ou, por meio de autorização específica, para o desempenho das atividades de downstream. Exceção é feita ao caso da distribuição local de gás canalizado que, por força constitucional, permaneceu como monopólio dos Estados. No país, é o concessionário quem é titular do direito de propriedade sobre os hidrocarbonetos após sua extração.
Principais leis
· Constituição Federal
· Emenda Constitucional 9 (1995) · Lei 9.478 (1997)
· Decreto 2.705 (1998)
Propriedade dos hidrocarbonetos · A propriedade dos recursos minerais in situ é exclusivamente do Estado. Uma vez explotados, a propriedade destes é transferida para a OC. Instrumento jurídico típico
celebrado entre o país hospedeiro e a OC
· Contrato de Concessão, cujos principais conceitos estão previstos na Lei 9.478/97, sendo a minuta deste contrato disponibilizada previamente à licitação.
Agentes governamentais envolvidos
· Ministério de Minas e Energia (MME)
· Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) · Agência Nacional do Petróleo (ANP)
· Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) · Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA)
· Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAQ) · Marinha do Brasil
· PETROBRAS (Petróleo Brasileiro S.A. – Companhia com controle estatal)
Papéis/ responsabilidades da OC e do governo do país hospedeiro
para cada fase contratual
· Fase de Exploração
- A OC tem de submeter o Plano Exploratório Mínimo (PEM) à aprovação da ANP e, sendo este aprovado, cumprir com as Unidades de Trabalho estabelecidas no PEM.
- O Estado, por seus diversos agentes, fiscaliza as operações da OC. Adicionalmente, a ANP determina as áreas a serem devolvidas no fim da Fase de Exploração.
· Fase de Produção
- A OC, em caso de descoberta de hidrocarbonetos, tem a obrigação de entregar uma declaração de comercialidade à ANP e, no prazo de 180 dias da entrega desta, submeter à sua aprovação o Plano de Desenvolvimento. Uma vez aprovado, a OC tem de cumprir com as suas determinações.
- A ANP, após precisa aprovar o Plano de Desenvolvimento, passa a fiscalizar o seu cumprimento.
Contrapartidas recebidas pelas OCs (processo de remuneração)
· A remuneração da OC se dá pela comercialização dos hidrocarbonetos resultantes das atividades nas áreas concedidas a esta, após deduzidos todos os tributos e participações governamentais correspondentes.
Mecanismos de Escolha e Contratação das OCs
· O processo de escolha da OC é feito mediante rodada de licitações realizadas pela ANP. · A primeira rodada foi feita em 1999 e, ate o momento, dez rodadas de licitações já foram
realizadas pela ANP com a décima tendo ocorrido em 18 de dezembro de 2008. · Para participar de uma rodada de licitação é necessário observar o disposto no
edital publicado pela ANP, que traz os requisitos necessários para habilitação da OC (qualificação técnica, jurídica e financeira).
· Para poder participar das Rodadas de Licitações promovidas pela ANP, as OCs podem adquirir o respectivo pacote de dados. Este contém informações técnicas detalhadas com relação a cada área ofertada.
· A qualificação técnica das OCs é baseada nas respectivas experiências comprovadas em atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, sendo que as empresas podem solicitar sua qualificação técnica como operadoras ou não-operadoras. · Os critérios normalmente utilizados pela ANP para o julgamento das ofertas são: (i) o bônus
de assinatura; (ii) o programa exploratório mínimo (“PEM”); e (iii) o conteúdo local.
Mecanismos principais de remuneração do governo
· Bônus de assinatura · Royalties (5% - 10%)
· Participação especial (alíquota variável)
· Pagamento pela ocupação ou retenção da terra (taxa definida em cada contrato de concessão)
· Tributos principais que incidem sobre as OCs:
- Imposto de Renda das Pessoas Jurídicas (15%, mais um adicional de 10%, calculado sobre a receita tributável anual que exceder R$240.000 por ano)
- Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (alíquota básica de 9%) - Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (0,65% e 3%) - Contribuição para o Programa de Integração Social (1,65% e 7,6%)
Propriedade das instalações utiliza-
das na exploração e produção · As instalações são de propriedade das OCs, sendo que ao final da concessão, os ativos fixos são revertidos para a União. Dispositivos de revisão contratual
e disputa
· Consta nos contratos de concessão cláusula de Resolução de Controvérsias e de arbitragem, seguindo as regras estabelecidas pelo Regulamento da Corte de Arbitragem da Câmara de Comércio Internacional.
Mecanismos de controle da produção
· Ao começo da fase de produção a OC deve entregar à ANP um plano de desenvolvimento, que deve ser preparado com observância dos ditames da racionalização da produção e do controle do declínio das reservas, de acordo com a legislação brasileira aplicável e com as melhores práticas da indústria do petróleo.
· A Lei do Petróleo estabelece que, em caso de êxito na exploração, a OC deve submeter à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção. Outrossim, prevê que o contrato de concessão deverá conter como uma de suas cláusulas essenciais os procedimentos para acompanhamento e fiscalização das atividades de exploração, desenvolvimento e produção.
· O plano de desenvolvimento deve conter o programa de trabalho e respectivo investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da concessão. Este deve permitir à ANP conhecer e acompanhar os parâmetros do desenvolvimento do campo, assegurar que a explotação do campo se fará em consonância com a legislação em vigor, particularmente com as normas e regulamentações governamentais aplicáveis à indústria de petróleo, e demonstrar que as operações futuras de produção ocorrerão de acordo com as melhores práticas da indústria de petróleo. · O Desenvolvimento proposto para cada campo de petróleo ou de gás natural deve atender
os seguintes princípios básicos, que são mandatórios para a aprovação do plano de desenvolvimento:
- Garantia da conservação dos recursos petrolíferos, que pressupõe a recuperação eficiente de hidrocarbonetos existentes nas jazidas petrolíferas e gaseíferas, o controle do declínio de reservas e a minimização das perdas na superfície;
- Garantia da segurança operacional que impõe o emprego de normas e procedimentos relativos à segurança ocupacional e à prevenção de acidentes operacionais; e
- Garantia da preservação ambiental, que implica na utilização de processos que minimizem o impacto das operações no meio ambiente.
· Para a ANP poder dar seguimento à execução do plano de desenvolvimento, a OC deve anualmente preparar um Programa Anual de Produção que, vinculado ao Plano de Desenvolvimento apresentado, deve conter dados sobre as previsões de produção e movimentação de petróleo, gás natural, água e outros fluidos e resíduos para cada um dos campos produtores.
· Uma vez entregue o Programa Anual de Produção, a OC está obrigada a cumpri-lo. A ANP, por seu lado, conta com 30 dias, a partir do recebimento do Programa Anual de Produção, para solicitar à OC quaisquer modificações que julgar cabíveis.
Controles e limites de comercialização
· Reservas Estratégicas: todos os contratos de concessão prevêem que a ANP, em caso de emergência nacional declarada pelo presidente da República de se houver a necessidade de limitar exportações de petróleo ou gás natural poderá, mediante notificação por escrito com antecedência de 30 dias, determinar que o concessionário atenda proporcionalmente ao petróleo e gás natural por ele produzidos, às necessidades do mercado interno ou de composição dos estoques estratégicos do país.
Mecanismos de incentivo à transferência de tecnologia e ao
conteúdo local
· Os Contratos de Concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, firmados pela ANP com as OCs vencedoras nas Rodadas de Licitações, incluem a Cláusula de Conteúdo Local, que incide sobre as fases de exploração e desenvolvimento da produção.
· A Cláusula de Conteúdo Local está relacionada com a inclusão da obrigação de se observar a utilização da indústria local para que, em conjunto com a monetização de suas reservas, o País Produtor possa desenvolver o seu parque industrial, fazendo com que as OCs atuantes no País auxiliem no fomento à indústria local e à capacitação técnica dos empregados nacionais.
· As concessionárias devem assegurar preferência à contratação de fornecedores brasileiros sempre que suas ofertas apresentem condições de preço, prazo e qualidade equivalentes às de outros fornecedores internacionais.
· A partir da quinta e sexta rodadas, a cláusula de conteúdo local nos contratos de concessão sofreu modificações e passou a exigir percentuais mínimos e diferenciados para a aquisição de bens e serviços brasileiros, dependendo da localização dos blocos. Desde a sétima rodada de licitações outras mudanças foram introduzidas, passando a limitar as ofertas de conteúdo local a faixas percentuais situadas entre valores mínimos e máximos.
Mecanismos de individualização (unitização) da produção
· A Lei 9.478/97 estabelece, em seu artigo 27, que em caso de reservatório se estendendo através da área de dois blocos com concessionários diferentes, estes devem celebrar contrato para a individualização da produção
· Os contratos de concessão relativos às rodadas já realizadas pela ANP disciplinam os procedimentos dos concessionários quando houver necessidade de produção unificada. As regras a serem observadas, tomando como exemplo a 9ª Rodada de Licitações, se encontram na cláusula décima segunda que dispõe sobre os procedimentos a que os concessionários estão sujeitos, no caso de uma descoberta comercial, e quais etapas devem, pois, cumprir para que sejam autorizados a produzir e extrair os hidrocarbonetos de uma determinada jazida unitizada.
· Como definido no parágrafo primeiro do artigo 27, não chegando as partes a um acordo, em prazo máximo fixado pela ANP, caberá a esta determinar, com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos e obrigações sobre os blocos.
Análise financeira do regime no país86
(objetivos do governo)
· Maximizar arrecadação:
- Sob o cenário de petróleo simulado87, a arrecadação governamental de maior peso
provém do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido, seguido por royalties, PIS/COFINS e participação especial.
- Government take de 56,4%88, que cai lentamente com aumento nos preços de petróleo
embora se mantenha acima de 50%. Essa queda é conseqüência da predominância de taxação sobre a receita.
· Bom desempenho operacional:
- Existem incentivos no regime para o bom desempenho operacional da OC. · Minimizar investimento próprio:
- A legislação brasileira não prevê nenhuma obrigação direta de investimento na exploração ou produção por parte do Estado. Evidentemente, ele o faz de forma indireta via Petrobras, porém condicionado à participação da empresa no bloco exploratório correspondente, com os mesmos direitos e deveres cabíveis a qualquer outra empresa licitante.
Análise financeira do regime no país (objetivos da OC)
· Maximização do VPL do investimento / Assegurar TIR mínima:
- Campos grandes possuem rentabilidade suficiente para preços maiores que US$30/ bbl, e campos pequenos para preços maiores que US$45/bbl.
- Tanto o governo quanto a OC se aproveitam igualmente de variações positivas no preço.
· Recuperação dos investimentos o quanto antes possível:
- A OC consegue recuperar em 15 anos seus investimentos em campos grandes de águas profundas e preço de barril de US$25.
· Flexibilidade mediante nível de risco:
- No regime atual brasileiro, a maior parte dos parâmetros financeiros (alíquotas, bases de cálculo dos tributos, mecanismos de dedução da base) já está pré-estabelecida e é aplicada para todas as concessões. Os únicos mecanismos que garantem maior flexibilidade conforme a condição operacional do campo são: o nível de taxação dos royalties (que pode chegar a 5%) e a Participação especial, que varia conforme o ano de produção, o tipo de campo e o nível de produção.
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