údo do Relatório I.
Dimensão Características da República da Indonésia
Reservas e produção (ano 2007)
· Petróleo
- Reservas: 4,4 bilhões de barris (0,4% do mundo)
- Produção: 1,0 milhão de barris diários (21º país; 1,2% do mundo) - Membro da OPEP
· Gás Natural
- Reservas: 3 trilhões de m3 (11º país; 1,7% do mundo)
- Produção: 66,7 bilhões de m3 (11º país; 2,3% do mundo)
Marco Legal
· A Indonésia foi o primeiro país do mundo a adotar o modelo de PSC para as operações de petróleo e gás, sendo esse o principal regime utilizado no país. Para alguns blocos, existe participação estatal junto com as OCs.
· Existem também na legislação Contratos de Assistência Técnica (TAC) e Contratos de Recuperação de Petróleo Aprimorada (EOR) que, apesar de serem, em princípio, contratos por prestação de serviços da OC, estão estruturados de tal maneira que possuem alta similaridade com os contratos de PSC, podendo também serem considerados como variações dos contratos clássicos de PSC.
Principais leis
· Lei do Petróleo e Gás Natural (2001)
· Resolução Governamental 42 (2002) (criou a BP MIGAS) · Resolução Governamental 67 (2002) (criou a BPH MIGAS)
· Resolução Governamental 35 (2004) (implementação da BP MIGAS) · Resolução Governamental 36 (2004) (implementação da BPH MIGAS) Propriedade dos hidrocarbonetos · Os hidrocarbonetos são de propriedade do Estado.
Instrumento jurídico típico celebrado
entre o país hospedeiro e a OC · Contrato de Cooperação (PSC), Acordos de Operação Conjunta (JOA) e Contrato de Assistência Técnica (TAC) e de Recuperação de Petróleo Aprimorada (EOR).
Agentes governamentais envolvidos
· Presidente da República da Indonésia · Ministro de Energia e Recursos Minerais · Ministro da Fazenda
· PERTAMINA (Sociedade estatal de responsabilidade limitada) · BP MIGAS
· BPH MIGAS
Papéis/ responsabilidades da OC e do governo do país hospedeiro para
cada fase contratual
· Fase de Exploração:
- A OC deve executar todos os serviços previstos no Programa Exploratório Mínimo (“Work Program”).
- O Estado não se responsabiliza pela não descoberta de qualquer reserva nos blocos licitados. - Em caso de descoberta economicamente viável, deverá a OC informar a Agência Executora, para
que esta solicite ao Ministério autorização para o início do desenvolvimento da produção. - Ao término da Fase de Exploração, a área retida para produção não poderá ultrapassar 20%
da área originalmente estabelecida no PSC. · Fase de Produção:
- A Fase de Produção começa após descoberta que, na opinião conjunta da BP MIGAS e da OC, seja comercialmente viável.
(continuação)
Papéis/ responsabilidades da OC e do governo do país hospedeiro para
cada fase contratual
- A OC começará a recuperar os investimentos por meio do cost-oil na fase de produção. - Fica a cargo da OC a comercialização de todo o óleo produzido, tanto a parte da OC
quanto a parte da BP MIGAS.
- A OC deve cria um fundo para despesas relativas ao abandono e restauração das áreas em produção, que é dedutível a título de cost-oil.
Contrapartidas recebidas pelas OCs
(processo de remuneração) · A remuneração da OC se dá através da recuperação de custos (cost oil) e sua porcentagem no profit oil, segundo estabelecido em cada contrato de PSC.
Mecanismos de Escolha e Contratação das OCs
· Processo licitatório
- Antes de se iniciar o processo, a área a ser licitada é definida e preparada, através da avaliação dos dados geológicos e levantamento especulativo dos dados do bloco. - O processo é promovido pela BP MIGAS.
- Para a habilitação de uma OC no processo licitatório, faz-se necessário o cumprimento de requisitos técnicos, legais e administrativos, os quais são comprovados através de dados e certificados exigidos por um Documento de Licitação. Após a submissão dos documentos requeridos, um comitê faz a avaliação e determina o licitante vencedor para cada um dos blocos.
- Os licitantes devem oferecer uma garantia bancária de, ao menos, 20% do valor do bônus de assinatura.
· Negociação direta
- Nesta prática, a OC pode fazer uma proposta direta ao governo relativa a uma determinada área de fronteira exploratória.
- Esta proposta é avaliada por um comitê designado pela BP MIGAS e, em seguida, um estudo técnico geológico é feito para avaliação do real potencial da área em negociação. - Após a avaliação do resultado deste estudo, são estabelecidos os limites geográficos da
área em negociação.
- Subseqüentemente, a BP MIGAS convida outras OCs para a elaboração de propostas acerca do bloco em estudo. Se, no tempo determinado para apresentação de propostas, nenhuma outra empresa convidada demonstrar interesse em apresentar uma proposta, o governo concede o bloco para a OC que fez a proposta inicial. Caso outras OCs manifestem interesse, um comitê avaliará as propostas e decidirá o vencedor da disputa. - Os licitantes devem oferecer uma garantia bancária mínima.
Mecanismos principais de remuneração do governo
·Participação acionária estatal nos grupos empreiteiros nos PSC (0% - 10% de participação)
·Bônus (assinatura, dados e produção) ·First Tranche Petroleum – Royalty (10%)
·Percentagem do profit-oil, nos termos fixados no PSC
· Obrigação da OC (Domestic Market Obligation) de garantir, no máximo, 25% de sua parte na produção de petróleo para o fornecimento doméstico. Nos primeiros cinco anos após o início da produção comercial da área outorgada, a OC deve vender o seu Petróleo-Lucro destinado à Domestic Market Obligation a preço de mercado. Após tal período, o petróleo deve ser vendido com um determinado desconto aplicado ao referido preço de mercado69
· Tributos principais que incidem sobre as OCs
- Imposto de renda e sobre os dividendos (alíquota combinada de 44%) - Impostos regionais
Propriedade das instalações utilizadas
na exploração e produção · A propriedade de todos os equipamentos utilizados na exploração e produção é imediatamente transferida ao Estado assim que entram em atividade.
Dispositivos de revisão contratual e disputa
· Qualquer modificação ou aditivo no escopo do instrumento contratual está sujeita à aceitação de ambas as partes.
· Conforme estabelece a lei, todos os PSC devem conter cláusula sobre solução de controvérsias. Desta forma, com base no modelo de PSC em vigor, as disputas que não puderem ser resolvidas amigavelmente serão submetidas à arbitragem.
Mecanismos de controle da produção
· A Lei do Petróleo e Gás Natural estabelece que o petróleo e gás natural são recursos naturais não renováveis e estratégicos que devem ser gerenciados pelo Estado de forma a maximizar a prosperidade e o bem-estar do povo.
· BP MIGAS é o órgão responsável pelo controle das atividades de upstream.
· A Resolução Governamental 35 estabelece que o controle operacional deve constar dos termos do PSC. Isto significa que, por força das disposições da Resolução acima mencionada, todos os PSCs devem determinar que o controle geral sobre as operações fica a cargo da BP MIGAS, independente da OC ser apontada como operadora. Caberá portanto à OC tomar as decisões diárias das operações, devendo ela, no entanto, consultar a BP MIGAS acerca de quaisquer decisões estratégicas.
· No tocante à aquisição de dados sísmicos, a Lei do Petróleo e Gás Natural garante a propriedade de todos os dados sísmicos do território indonésio ao Estado, garantindo, ainda, que tais dados deverão ser por ele controlados. As OCs poderão dispor dos dados referentes à suas respectivas áreas exploratórias durante a vigência de seus PSCs. Cabe salientar que o controle sobre as informações sísmicas e geofísicas é um passo estratégico importante para deter maior controle sobre a produção futura, dado que tais dados são fundamentais para determinar a exploração do território.
69
7071
(continuação) Mecanismos de controle da
produção
· Quanto ao aumento de produção nos campos maduros, regulamentação do Ministério de Energia e Recursos Naturais oferece às OCs o incentivo de recuperação adicional de 20% dos custos da operação. A este incentivo é dado tratamento equivalente a um crédito de investimento recuperável, porém tributável. Para aplicação do incentivo, os campos devem estar localizados em uma área de produção ativa e devem ter uma taxa de retorno de menos de 15%, baseada nos termos e condições do PSC. Para usufruir do incentivo, as OCs devem submeter requerimento à BP MIGAS apresentando os documentos necessários à comprovação de que aquele determinado campo atende aos requisitos especificados da Regulamentação 008/2005.
Controles e limites de comercialização
· DMO (Domestic Market Obligation): Compromisso das OC’s de vender parte de sua participação para atender a demanda doméstica. A quantidade de petróleo a ser vendida deve ser calculada com base no menor dos seguintes critérios:
- 25% da parte pertencente à OC antes da incidência de impostos ou de sua participação da quantidade total de petróleo produzido na área;
- O resultado da divisão entre a quantidade total de petróleo a ser entregue ao mercado nacional pela produção total de petróleo da Indonésia (incluindo todas as OC’s com as quais a BP MIGAS estabeleceu contratos de PSC), multiplicadando-se o resultado dessa fração pela participação padrão da OC no petróleo produzido na área. · Preço-base para essa venda: é o Preço Médio Ponderado, obtido pelo “Preço do Petróleo
Indonésio” (IPC), publicado mensalmente pela BP MIGAS, com base na variação média do preço da cesta contendo tipos de petróleo comercializados internacionalmente. · Limitação na venda da parcela de petróleo referente à BP MIGAS: a OC só poderá vender
a produção destinada à Agência Executora, no todo ou em parte, quando autorizada pela mesma. No caso da Agência encontrar um comprador disposto a pagar mais que o valor obtido pela OC, a BPMIGAS poderá, com 90 dias de antecedência, notificar a OC de que pretende vender seu petróleo diretamente ao comprador.
Mecanismos de incentivo à transferência de tecnologia e ao
conteúdo local
· A Lei do Petróleo e Gás Natural prevê que a implementação de atividades relacionadas à esfera petrolífera deve ter como parte de seus objetivos o crescimento da renda estatal, a máxima contribuição à economia nacional, assim como o desenvolvimento e fortalecimento da indústria e dos negócios indonésios.
· Neste sentido, o mesmo diploma legal dispõe que as OCs devem priorizar o uso da mão- de-obra, bens e serviços locais, desde que estes sejam transparentes e competitivos. · Resolução Governamental 35 determina que seja dada prioridade ao uso de tecnologia,
bens e serviços, incluindo aqueles relativos a design e engenharia, sempre que os mencionados itens possuírem preço, prazo e qualidade iguais àqueles providos pelos fornecedores estrangeiros.
· Adicionalmente, os próprios PSCs também prevêem, em item específico, tanto a preferência por parte da OC de contratação da mão de obra, serviços e bens locais, quanto a obrigação de treinar os trabalhadores locais, inclusive para cargos de gerência e chefia, sendo que os gastos com treinamento podem ser incluídos como custos operacionais (recuperáveis via cost-oil).
Mecanismos de individualização (unitização) da produção
· A OC deve notificar o Ministério de Energia e Recursos Minerais através da BP MIGAS quando se evidenciar que determinada reserva se estende além da área operacional. · Unitização dentro do território indonésio
- Quando se evidenciar que uma reserva invade a área operacional regida por outro PSC, as OCs devem iniciar o processo de unitização.
- Quando a reserva se estender para além da área de operação de um PSC, atingindo uma área livre não operacional, a unitização deve ocorrer apenas quando esta área livre se tornar uma área operacional (porém, não está estipulado como ocorrerá esta unitização entre uma OC que já está produzindo e outra OC que passou a deter a área contígua). - Cabe ao Ministro indicar qual operador deverá conduzir as operações unificadas,
baseando-se no acordo entre os contratados aprovado pela BP MIGAS. · Unitização envolvendo outros países
- O acordo entre as OCs será determinado pelo Ministro de Energia e Recursos Minerais que, por sua vez, deverá se basear nos termos do acordo firmado entre o Governo da República da Indonésia e o Governo do outro país em questão.
Análise financeira do regime no país70
(objetivos do governo)
· Maximizar arrecadação:
- O governo consegue “diversificar” as receitas governamentais ao contar, por um lado, com fontes ou impostos que dependem do lucro do campo (Profit-oil, Imposto de renda, Domestic Market Obligation) e, por outro lado, com fontes ou impostos independentes do lucro do campo (First Tranche Petroleum e os bônus).
- Government take de 82,0%71, que desce lentamente para maiores preços de petróleo
e chega a valores de 80%. · Bom desempenho operacional:
- Existem incentivos no regime para que a OC melhore o desempenho operacional. Tanto o governo como a OC se beneficiam com melhorias dos custos operacionais. · Minimizar investimento próprio:
- No contrato de PSC analisado todos os investimentos são feitos pela OC. Porém, às vezes a BP MIGAS participa do grupo empreiteiro que assina o contrato de PSC e, nesses casos, o governo não consegue minimizar o investimento próprio.
70 A análise financeira se refere a um contrato de PSC offshore utilizado na área indonésia de Tarakan.
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$35/ bbl, e campos pequenos para preços maiores que US$60/bbl. Portanto, a viabilidade dos campos menores é questionável.
· Recuperação dos investimentos o quanto antes possível:
- A OC consegue recuperar em 14 anos seus investimentos em campos grandes de águas profundas e preço de barril de US$25. Poder-se-iam diminuir esses prazos se o contrato contemplasse um aumento da distribuição do profit-oil para a OC durante os primeiros anos de produção.
· Flexibilidade mediante nível de risco:
- O regime outorga alta flexibilidade para operar em distintas situações de risco e condições operacionais. Ao longo dos anos, a Indonésia tem oferecido às OCs diferentes tipos de contratos de PSCs, segundo o período e a área.