ARCABOUÇO LEGAL E REGULATÓRIO DA EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL DO BRASIL E DE PAÍSES SELECIONADOS

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1 ARCABOUÇO LEGAL E REGULATÓRIO DA EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL DO BRASIL E DE PAÍSES SELECIONADOS 1 Introdução As principais fontes de energia usadas com o início da era industrial eram a lenha e o carvão mineral, que eram usadas para produção de trabalho e calor nas máquinas a vapor. O consumo desses insumos mudou significativamente com a descoberta de jazidas de petróleo e do avanço tecnológico da indústria petrolífera, que possibilitou à época uma fonte de energia barata e a primeira vista sem precedentes de esgotamento. O petróleo devido à sua facilidade de produção, transporte e uso, se tornou a fonte energética dominante logo após a Segunda Guerra Mundial. Este insumo energético se tornou um determinante para o desenvolvimento industrial e econômico dos países em todo o mundo, observando assim a relação entre a oferta energética e o desenvolvimento de um país. A cadeia produtiva de O&G abrange diversos segmentos. A seguir, pode-se observar a cadeia de valor de O&G, juntamente com a sistematização da mesma. Figura 1 Cadeia de valores de O&G (Fonte BNDES, 2008).

2 Como notado acima o aumento da disponibilidade e produção nacional de O&G está ligado aos investimentos feitos no processo da cadeia petrolífera denominado de exploração e produção (E&P). O processo de explorar e produzir petróleo em alto mar pode ser resumido em pesquisar, localizar e identificar campos com potencial de produção do insumo e posteriormente desenvolver estes campos e iniciar a produção de O&G. A etapa de E&P, assim como as outras, necessita de um órgão que a regulamente, para que a exploração seja feita conforme os interesses do país em que este insumo energético é produzido. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) é o órgão responsável por regular todo o setor de O&G e biocombustíveis no Brasil. A ANP realiza, periodicamente, rodadas de licitação de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, para outorgar direitos de exercícios destas atividades às Companhias de Óleo (OC). No início da participação da ANP como órgão regulador do setor de O&G, as reservas provadas de óleo e gás no Brasil tinham um valor de aproximadamente 7,1 bilhões de barris e as reservas de gás natural um valor próximo de 228 bilhões de m³. Hoje em dia este valor é de aproximadamente 14,3 bilhões de barris e para o gás natural de aproximadamente 434,4 bilhões de m³. O que exprime o sucesso nos processos de exploração em produção transcorridos no Brasil desde 1997 a Dados da ANP predizem que as áreas hoje sob concessão de exploração e produção de O&G representam um valor da área possível de ser explorada de apenas 5%, indicando ainda o alto potencial que o país possui de descoberta de novas reservas. A Petrobras é a estatal brasileira do setor de óleo e gás e é a maior detentora de reservas no país. Segundo o plano nacional de investimento disposto pela Petrobras, haverá um investimento total de US$ 131,6 bilhões para as ações de E&P, entre o período de 2012 a 2016, onde deste valor US$ 49,7 bilhões serão investido na área denominada de pré sal. Este investimento tem por objetivo um avanço da participação da produção de O&G desta área de exploração de 5% em 2011 para 28% para Estes valores juntamente com as grandes descobertas de reservas de O&G no Brasil resultam em interesse e investimentos de muitas OCs. Em 2008, havia no Brasil setenta e dois grupos econômicos voltados ao setor, dentre

3 eles trinta e seis tinham origem nacional e as outras trinta e seis empresas possuíam origem estrangeira. Os investimentos tanto das companhias nacionais como estrangeiras no setor de óleo e gás no Brasil, resultam em um elevado potencial brasileiro de crescimento tanto econômico quanto tecnológico. Deste modo uma análise critica de como o setor de E&P está sendo regulamentado no país é um tema deverás relevante para este setor energético, principalmente tendo em vista o grande volume de O&G que será produzido na camada do pré sal.

4 2 Desenvolvimento Organizacional da Indústria Mundial do Petróleo A rapidez e o crescimento da indústria petrolífera e a pequena quantidade de tempo transcorrido para que essa indústria se tornasse fundamental para o desenvolvimento mundial, são algumas das características da história da exploração e produção do petróleo (Campos, 2007). A seguir será analisado o desenvolvimento deste setor industrial no âmbito mundial. O petróleo, no contexto da Segunda Revolução Industrial devido à demanda de melhores lubrificantes e da expansão urbana vivida pela Europa, começou a se destacar com a descoberta do querosene, que a partir dai passou a ser usado com propósito de iluminação por muitos anos. Devido à falta de tecnologias o petróleo usado era extraído somente em lugares onde havia reservatórios rasos, sendo que esse petróleo podia ser coletado diretamente por pequenas perfurações no solo e em lagoas que eram formadas na superfície. O início da industrialização do petróleo ocorreu com a descoberta de petróleo pelo Coronel Edwin Drake em Tuttisville, Pensilvânia, no ano de 1849 (DEVOLD, 2009). Este foi o primeiro sucesso de descoberta de petróleo com o único propósito de encontrar o insumo. O poço perfurado continha aproximadamente vinte e um metros de profundidade e produzia no início de sua operação aproximadamente quatro mil barris de petróleo por dia. Posteriormente a esta descoberta, ouve um incremento na exploração deste insumo, que era único e exclusivamente usado para obtenção de querosene. Após a descoberta de Drake, em um período próximo de cinco anos já existiam 543 companhias realizando a exploração do petróleo somente nos Estados Unidos (Campos, 2007). Na época que sucedeu a descoberta de Drake, o mercado e a produção de petróleo era desorganizado e sem padronização. Onde estes fatos podiam ser atribuídos à falta de regulação e a baixa tecnologia disposta àquela época (LIMA, 2008). A companhia Standard Oil, criada por John Rockfeller em 1870 nos Estados Unidos, foi a primeira companhia a se organizar nos moldes de uma grande indústria internacionalizada, isto ocorreu devido ao elevado crescimento

5 da economia capitalista da época. A Standard Oil levou a indústria do petróleo ao começo de seu desenvolvimento como grande indústria. A Standard Oil foi a primeira companhia a criar uma padronização para o querosene, que era o único produto final requerido na época. Com uma posição de busca de economia de escala, economia de escopo e integração da indústria do petróleo, a Standard Oil, através da compra das demais companhias que faziam parte do segmento de refino e transporte de petróleo, obteve o monopólio sobre a indústria petrolífera da época tornando-se a única empresa a demandar o petróleo e a única a produzir o querosene. Não demorou e a Standard Oil se tornou uma empresa monopolista integrada verticalmente, abrangendo todos os segmentos da indústria petrolífera. A Standard Oil neste momento se transformou na Standard Oil Trust, chegando a possuir, entre o período de 1880 e 1890, o controle de mais de dois terços do transporte ferroviário americano, dos principais dutos de óleo, de 80 % da capacidade de refino e de 90 % da rede de distribuição e revenda dos produtos do refino do petróleo (Campos, 2007). Devido ao monopólio e à falta de concorrência na indústria do petróleo no Estados Unidos, como medida de proteção ao consumidor, a Standard Oil Trust foi desmembrada em trinta e três companhias pela Suprema Corte dos Estados Unidos, em 1911, com base no que foi denominado de Sherman Act, elaborado em O Sherman Act foi um ato de regulação, criado por John Sherman, onde este ato buscava a garantia da concorrência entre as empresas nos Estados Unidos, de modo que nenhuma empresa se tornasse suficientemente grande para comandar as regras do mercado atuante. Hoje este ato se tornou o que se conhece por aparato jurídico de defesa da concorrência. Ações governamentais e de algumas corporações presentes na Europa e nos Estados Unidos iniciaram uma forte disputa sobre as jazidas de petróleo no Oriente Médio, o que resultou em uma grande competição oligopolista na indústria, levando ao mesmo tempo a investimentos em procura de óleo em outras regiões do mundo. A partir deste fato houve a compreensão da importância do controle de suprimento de petróleo, para que não ocorresse uma sobreprodução do insumo e também uma possível guerra de preços. Para este controle surgiram novos sistemas, para obter o controle da produção do óleo, sendo eles os consórcios e as concessões onde o primeiro coordenava o monopólio das empresas para impedir uma competição predatória e o segundo

6 definia os direitos de propriedade e o controle das reservas pelas mesmas empresas nos países hospedeiros (Campos, 2007). A partir disso, e através do Acordo de Achnacarry, houve uma divisão dos mercados produtores e consumidores do mundo pelas maiores empresas do setor. Resultando no que ficou conhecido como as sete irmãs, foi um cartel formado pelas Standard Oil of California (Chevron), Standard Oil of New Jersey (Exxon), Gulf Oil, Mobil, Texaco, Britsh Petroleum e a Shell. Este Cartel resultou no fortalecimento das irmãs, que ocorreu através fixação dos preços, cota de produção, divisão dos clientes e mercados de atuação (CLO, 2000). Este cartel chegou em 1950 a controlar aproximadamente 48 % das jazidas mundiais, 70% da capacidade de refino e 66% da frota de petroleiros e dos mais importantes dutos usados no transporte de petróleo. Os contratos de concessão entre as irmãs e os países hospedeiros eram amplamente desfavoráveis aos segundos (Campos, 2007). O poder deste cartel começou a diminuir logo após a segunda guerra mundial. Isto se deu devido à mudanças institucionais significativas na indústria do petróleo principalmente pelas mudanças nos países detentores de reservas. A criação de estatais, a reformulação de regulamentações e a reestruturação de contratos estabelecidos entre as empresas exploradoras e os países hospedeiros foram os principais precursores do abalo sofrido pelo cartel das sete irmãs após a segunda guerra mundial. O conhecimento dos países detentores de reservas sobre o poder geopolítico que o petróleo poderia ter foi outro fator determinante para a nova reestruturação do setor petrolífero. Na época, o que ficou evidente foi que possuir o petróleo para as companhias exploradoras, significava a manutenção do domínio político econômico sobre o insumo e para os países hospedeiros significava a oportunidade de retenção de renda e consecutivamente a obtenção do seu crescimento econômico e do seu desenvolvimento industrial (Campos, 2007). Como resultado deste conhecimento sobre a relevância da ter o petróleo, houve a aplicações de contratos de concessão mais favoráveis aos países hospedeiros, surgiram as grandes estatais do petróleo, entre elas a Petrobras no Brasil, a Petróleos da Venezuela, a YPF na argentina e principalmente a formação da Organização dos Países Produtores de Petróleo (OPEP) que foi resultado da união entre os principais países produtores de

7 petróleo sendo eles na época a Arábia saudita, Emirados Árabes Unidos, Irã, Catar, Kuwait, Iraque, Líbia, Indonésia, Nigéria, Venezuela e Argélia, onde esta organização tinha como objetivo coordenar conjuntamente a política para o setor entre os países membros (Campos, 2007). Os países membros da OPEP, através das ações impostas sobre o mercado de O&G, conseguiram a captação da maior parte das rendas petrolíferas e uma maior participação política na administração e no crescimento do setor petrolífero. Este crescente fortalecimento do cartel formado pela OPEP e a intensificação da diminuição do poder das majors no segmento petrolífero resultaram em uma forte instabilidade da indústria mundial do petróleo. Em 1973 com o denominado Primeiro Choque do Petróleo, houve um aumento abrupto do preço do barril de petróleo, que no ano passou de US$ 3 para US$ 12 o barril. Onde na mesma década em 1979 presenciou-se o segundo choque do petróleo onde o barril alcançou o valor de US$ 32, tendo que estes valores são valores referidos à época em questão. Foi neste período que ocorreu o marco do início da atuação conjunta das majors, estatais e das companhias independentes no mercado mundial do petróleo (LIMA, 2008). O aumento do preço do barril de petróleo, exercido pelos choques do petróleo, resultaram na busca deste insumo em outras áreas, que até então, não produziam petróleo, pode-se destacar o caso do Brasil onde nesta época descobriu-se o campo marítimo de Garoupa (1974), o início da produção de óleo na Bacia de Campos (1977) e a descoberta de gás no campo de Juruá (1978). Além da intensificação da busca por novas reservas, houve o investimento na melhoria de eficiência dos processos energéticos e também na busca por substitutos energéticos, podendo neste caso ressaltar no Brasil o Programa Nacional do Álcool (Pró-álcool) criado em Estas ações resultaram na fragilização do cartel imposto pela OPEP (LIMA, 2008). Para que houvesse uma diminuição na instabilidade e nos riscos presentes na IMP, as majors, estatais e companhias independentes formaram entre elas determinadas alianças. Estas alianças objetivavam o aumento na eficácia da competição e o intercâmbio de informações, tecnologias, qualificações ou produtos referentes a indústria de O&G. Tornando novamente os elementos da indústria petrolífera essenciais e competitivos (LIMA, 2008).

8 O aumento da nacionalização das reservas, e das barreiras impostas pelos países sobre a exploração das mesmas resultou em uma desverticalização das empresas do ramo petrolífero. Com isso as grandes companhias de O&G no mundo tiveram que se adaptar para obter a oferta destes insumos para os seus diferentes setores industriais. Isto ocorreu com o fim do estabelecimento dos preços internos e com a formação de novos contratos de longo prazo com as estatais detentoras de reservas, o desenvolvimento de um mercado spot, tornando o petróleo commoditty transacionável. Além destes fatos, destacou-se também a redução de custos através do aumento da concentração industrial (fusões e aquisições) e do já citado acordo de cooperação entre firmas. Onde o objetivo destes movimentos se resumia em acessar o controle de novas áreas de reservas (Campos, 2007). Baseados nessas ações as grandes empresas privadas do setor petrolífero voltaram a ganhar destaque devido à abertura do setor e à falta de tecnologia e de recursos de alguns países detentores de reservas petrolíferas. Neste contexto as principais estatais do mundo, buscando também espaço no mercado, atuaram de maneira a verticalizar as suas indústrias atuando tanto nos seus países de origem quanto em países desenvolvidos, cobrindo diversas áreas do setor de O&G, entre elas o refino, petroquímica, fertilizantes, etc (Campos, 2007). A partir da década de 90 a reestruturação do setor petrolífero ocorreu de forma distinta entre os países. A redução da atuação do estado sobre o setor de O&G, ocorria devido ao livro comércio do petróleo e seus derivados e, até mesmo, flexibilização de monopólios públicos com a abertura às atividades da indústria aos capitais privados. Deste modo o novo estado viria a ser não o interventor e produtor, mais o órgão regulador (Campos, 2007). Algumas reorientações estratégicas ocorridas para a adequação da nova reestruturação da indústria petrolífera foi a diversificação energética através da busca por novas fontes de energia, regionalização que ocorreu pelo crescimento das indústrias regionais e a integração regional dos ativos devido a gradual eliminação das fronteiras nacionais, em especial, no segmento de usptream (Campos, 2007). A descrição histórica da indústria mundial do petróleo é de extrema importância para o entendimento de como são aplicados os regimes regulatórios

9 sobre este energético. Os próximos capítulos descreverão os regimes fiscais e os regimes regulatórios aplicados na IMP.

10 Receita Bruta Custos Excedente Econômico 3. Regime Fiscal do Setor Petrolífero para o Segmento Upstream Os principais pontos que influenciam os conflitos dos contratos que permeiam a IMP são a tributação, o meio ambiente e a questão da soberania do Estado (Campos, 2007). A divisão das receitas produzidas por um determinado empreendimento do setor petrolífero pode gerar problemas devido às posições diferenciadas dos países hospedeiros e as OCs. A figura a seguir, mostra as diferentes rendas e custos da indústria petrolífera, onde nota-se que a renda econômica na indústria de petróleo é a diferença entre o valor da produção de petróleo e os custos de extração. Renda Petrolífera Remuneração do Capital Custo de Abandono Custo Operacional Custo de Desenvolviment o Custo Exploratórios Parcela do Governo Parcela do Governo Custos Recuperáveis Figura 2 Alocação de renda de produção de petróleo (Adaptado de JOHSNSTON,1994). Assim, a receita bruta obtida na venda do petróleo e do gás natural produzido pode ser dividida em duas partes. A primeira parte se refere aos custos ocorridos no processo de produção, tais como os de exploração, de

11 desenvolvimento, operacionais e de abandono, sendo estes custos denominados de custos recuperáveis. A segunda parte denomina-se excedente econômico, sendo este o montante da receita bruta que excede os custos recuperáveis. Este excedente pode ser dividido em remuneração de capital e renda petrolífera, onde a primeira se refere aos custos relacionados ao risco referente à oportunidade de exploração e a segunda refere-se à parcela que poderá ir integralmente ao governo ou ser partilhada entre o governo e OC dependendo do regime fiscal adotado. As particularidades e incertezas associadas aos componentes da receita bruta e dos custos tornam as determinações das parcelas do governo e da empresa bem mais complexas. Deste modo esta analogia se torna apenas uma análise didática de um processo bastante complexo. Os regimes fiscais para um determinado país pode não ser adequado para outro país, devido aos riscos envolvidos neste tipo de indústria. Deste modo a comparação de regimes fiscais devem analisar os principais pontos dos contratos, observando desde o primeiro momento, além dos riscos normais de qualquer indústria, os riscos geológicos, que são relacionados com a probabilidade de fracasso na exploração e os riscos políticos, relacionados com o Estado de cada país hospedeiro. (Campos, 2007). Até os anos 1960 os países detentores das reservas apenas recebiam o pagamento de royalties. Porém com a nacionalização dos países produtores e a formação da OPEP, nas décadas de 1970 e 1980, os governos destes países passaram a possuir maior poder de negociação com as OCs, com isto novas maneiras de retenção das rendas petrolíferas foram surgindo e sendo aplicadas. A reestruturação da IMP, na década de 90, levou a um favorecimento das companhias petrolíferas através da aplicação de novos regimes fiscais. O principal motivo para este favorecimento foi a competição entre o países produtores por busca de tecnologia e capital. (Campos, 2007). As principais articulações fiscais usadas pelos Estados reguladores estão listadas a baixo: - bônus de assinatura: é o lance que cada concorrente oferece inicialmente para arrematar um bloco exploratório. Tem um peso predeterminado e é um dos critérios para avaliação das propostas.

12 - bônus de produção: são valores pagos no momento em que se descobrem as reservas e durante a fase de produção. - taxa de ocupação e de retenção da área: é o pagamento anual por fração de área ocupada, tem como objetivo proporcionar receita para o país hospedeiro de modo que o mesmo prossiga com a administração das atividades petrolíferas e de estimular a devolução voluntária de áreas de exploração. - royalty: é uma compensação financeira para o Estado, baseado no direito e na quantidade de produção em um determinado campo de exploração. - imposto de renda: é um imposto cobrado ao nível da empresa, assim como qualquer outra. - partilha dos lucros extraordinários: é a aplicação de compensações especiais sobre as receitas das companhias petrolíferas ou aplicação de impostos progressivos, que objetivam o recolhimento de parte do lucro inesperado das empresas petrolíferas internacionais, advindo da produção de campos com lucros extraordinários ou do aumento de preços do petróleo. - participação governamental: é o pagamento, em escala progressiva, no caso de elevado volume de produção. (Campos, 2007). A figura a seguir trata dos principais sistemas fiscais aplicados pelos Estados sobre as Ocs ao redor do mundo.

13 Figura 3 - Classificação dos instrumentos fiscais utilizados no setor petrolífero (Adaptado de JOHNSTON, 1994). Os governos nacionais, regionais e locais enfrentam o desafio de absorver a renda advinda da produção de petróleo e gás e por meio da sua aplicação conciliar o benefício à presente geração e a garantia do bem estar das gerações futuras. Esta aplicação se norteia através basicamente de dois fatores, sendo eles: - O montante da aplicação presente e futura (quanto será gasto e quanto será poupado). - As atividades prioritárias para aplicação (como os recursos serão aplicados). Historicamente países com grandes reservas de petróleo ou gás natural não necessariamente tiveram sucesso em seu desenvolvimento econômico, passando estes por inúmeros desafios. Deste modo torna-se imprescindível um sistema jurídico regulatório eficiente para o desenvolvimento sustentável dos países hospedeiros e da indústria mundial do petróleo. O capítulo seguinte tratará dos principais regimes jurídicos regulatórios aplicados pelos Estados sobre o setor petrolífero.

14 4 Regimes Jurídicos Regulatórios. O regime jurídico-regulatório de E&P de O&G consiste, basicamente, na maneira com que o Estado gerencia as atividades do setor petrolífero no país e como ele se relaciona e se envolve com os diferentes segmentos desta indústria, criando também uma relação de envolvimento entre o Estado que contém as reservas e as OCs. O regime jurídico-regulatório depende da estrutura político-econômica do Estado, que o estabelece. Deste modo o regime jurídicoregulatório adotado por determinado país produtor é, sobretudo, um reflexo de suas instituições políticas, do nível de abertura econômica e da importância do petróleo em sua economia. Hoje no mundo há quatro tipos principais de regimes jurídico-regulatórios adotados pelos Estados sobre as atividades de E&P. Sendo eles: Concessão Contrato de Partilha de Produção Contrato de Serviços Joint Venture Ainda pode haver em determinados casos a utilização de regimes jurídico-regulatórios múltiplos, este tipo de regime é denominado desta maneira, pois faz uso de mais de um regime jurídico-regulatório em uma determinada área de exploração. Na maioria dos casos, os Regimes Múltiplos são considerados quando existe E&P de O&G em regiões com características muito distintas dentro de um mesmo território, e, portanto, a utilização de um regime múltiplo obtém resultados mais satisfatórios considerando às especificidades de cada região. Outros motivadores podem estar relacionados a questões políticas ou econômicas, quando o país produtor resolve adotar um novo regime para novas áreas outorgadas (Fonte: BNDS, 2008). O diagrama a seguir ilustra os principais contratos adotados entre as OCs e os países hospedeiros.

15 Figura 4 - Classificação dos Regimes Fiscais (Adaptado de JOHNSTON, 1994). Para que se obtenha uma analise crítica sobre estes tipos contratuais a seguir serão descritos estes principais regimes e também os regimes múltiplos. 4.1 Concessão O contrato de Concessão, também chamado em alguns países por licença ou lease, foi o primeiro tipo de contrato jurídico regulatório aplicado entre os Estados e as OCs. A partir daí, a forma de contratação, relacionada ao regime jurídico regulatório de Concessão, foi muitas vezes modificada, pela influência dos acontecimentos históricos da IMP. Nos dias atuais, este tipo de regime, apesar da manutenção do conceito inicial, possui uma estrutura regulatória, financeira e contratual que possui poucas relações com as suas origens (Fonte: BNDS, 2008). No regime de Concessão o Estado tem por finalidade conceder a uma ou mais OCs, a particularidade na exploração e produção de O&G, colocando o risco sobre sua responsabilidade, em determinada área de exploração, onde deste modo, tem-se a definição da principal característica referente a este tipo de contrato, que está na inexistência, por parte do Estado, da titularidade direta do petróleo que é extraído dos reservatórios quando do início da produção (Fonte: BNDS, 2008). Nos contratos de Concessão, o Estado hospedeiro não possui participação direta na atividade de E&P e, portanto, não recebe os recursos

16 advindos diretamente da venda da produção. Sua contrapartida é o pagamento de tributos e participações governamentais pelas OCs. Porém há casos hoje em dia em que o Estado hospedeiro, pode participar diretamente da atividade de E&P, e com isso o mesmo passa a receber os tributos advindos da comercialização do insumo (Fonte: BNDS, 2008). A figura que abaixo, tem por definição as formas de aplicação dos regimes fiscais sobre os contratos de Concessão. Figura 5 - Distribuição de receita no regime de concessão (Adaptado de LUCCHESI, 2011). Os contratos de Concessão são baseados basicamente a partir das seguintes características contratuais: - O Estado através de uma empresa estatal, atua como outorgante dos processos de E&P. O Ministério de Minas e Energia ou uma agência reguladora do setor de O&G do país hospedeiro são os órgãos outorgantes. A concessionária é uma empresa petrolífera ou consórcio de mais de uma destas empresas; - As OCs que obtêm o direito exclusivo de exploração e produção do petróleo realizam estas operações por sua conta e risco, tornando-se proprietárias do petróleo produzido, mas assegurando parte da produção para o abastecimento do mercado interno do país hospedeiro; - Normalmente o tempo imposto para a exploração e produção de O&G pelo Estado para as OCs é de 35 a 40 anos. Prazos menores, de 20 anos são prorrogáveis por um ou dois prazos de 10 anos, desde que as condições contratuais sejam satisfeitas;

17 - A receita obtida pelo governo provém de royalties referentes à produção alcançada em determinada jazida, do imposto sobre a renda, dos bônus, das taxas anuais e taxas por atraso; - Há também a inserção de cláusulas de devolução de áreas, para que as áreas exploradas sejam devolvidas quando da extinção da produção de O&G de uma determinada jazida e também de obrigações de trabalho e investimento; (Campos, 2007). No contrato de licença muito adotado no Mar do Norte (Noruega e Grã Bretanha), por mais que se tenha um caráter contratual, o mesmo ainda possui muitos detalhamentos contidos em leis referentes ao petróleo de cada país hospedeiro. Os órgãos nomeados pelos países hospedeiros para a supervisão do setor de O&G possuem influência sobre a tomada de decisões, prazos, especificações dos programas mínimos e as obrigações financeiras que as empresas internacionais de petróleo e, muitas vezes, dos seus parceiros devem conferir em cada operação. A regulamentação ambiental e as normas de segurança do trabalho são fatores de extrema importância nos custos da operação e, principalmente, nas especificações sobre a concepção dos equipamentos e abandono de instalações (Campos, 2007). Por sua vez, o lease que é adotado, basicamente, nos EUA e no Canadá possui uma estrutura contratual similar à da licença, compreendendo, todavia, as características diferenciadas do regime norte americano de direito aplicado ao minério e ao petróleo. Deste modo este tipo de contrato se baseia em um contrato de arrendamento, entre o titular dos direitos sobre os hidrocarbonetos ( Lessor ) e o arrendador ( Lessee ), que permite a prospecção e a exploração da propriedade para a extração de hidrocarbonetos (Campos, 2007). Para a compreensão da ampla utilização deste tipo de contrato ao redor do mundo a figura a seguir explicita todos os países que fazem uso dos contratos de concessão.

18 Figura 6 - Países que usam contratos de Concessão ao redor do mundo (Fonte: LUCCHESI, 2011). Apesar de vários países praticarem o sistema de concessão, cada país trabalha com variáveis diferentes dentro da base contratual descrita anteriormente. 4.2 Contrato de Partilha de Produção (PSC) Inicialmente, o PSC foi adotado em resposta ao relativo desequilíbrio entre países produtores do Oriente Médio e OCs, que se fazia presente nos primeiros Contratos de Concessão, que tinham como fato marcante um determinado favorecimento as OCs. Tendo em vista a posição estratégica e a força econômica das atividades resultantes da E&P de O&G na maioria dos países produtores, ao garantir para o Estado a propriedade do O&G produzidos evidenciam-se os aspectos políticos ligados a estas atividades, tais como o nacionalismo e um maior controle estatal sobre as atividades econômicas (Fonte: BNDS, 2008). A principal característica do regime jurídico regulatório de PSC está na propriedade do O&G produzidos. Neste tipo de contrato o Estado hospedeiro contribui a priori com a área territorial a ser explorada, outorgando às OCs o direito de exclusividade na condução das atividades de exploração e produção, porém sem que haja arrendamento ou transferência de propriedade. Deste modo as OCs exploraram a área delimitada no contrato por sua conta em risco (Fonte: BNDS, 2008).

19 O Contrato de Partilha de Produção pode ocorrer em diferentes estilos de contrato. A figura 5 a seguir ilustra a forma básica deste tipo de contrato. No PSC existem duas partes interessadas, sendo elas as OCs e o órgão representante do governo ou também a industrial nacional do petróleo do país hospedeiro, ou também chamada de National Oil Company (NOC). As OCs ficam com a responsabilidade dos processos de exploração, desenvolvimento e produção do O&G presente no campo, onde vale ressaltar que em alguns tipos de PCS existem participações diretas das NOCs nestes processos mencionados (BINDEMANN, 1999). Figura 7 - Características Básicas do PSC (Fonte: adaptado de BINDEMANN, 1999). Quando do sucesso da produção de O&G de um determinado campo de exploração, as OCs devem pagar para o Estado os royalties calculados sobre a produção bruta deste campo. Estes royalties pagos ao Estado podem ser em forma de dinheiro e também sob a forma de óleo cru produzido no campo em questão. Nos casos de pagamentos diretos em dinheiro, a forma como os royalties serão impostos é de extrema importância. Assumem nos PCS valores fixos estipulados para este pagamento. Conseguindo desta maneira no PCS a garantia de um fluxo de receita por parte das OCs ao governo independentemente da rentabilidade do processo (BINDEMANN, 1999). Em um segundo passo, as OCs podem recuperar seus custos em exploração e desenvolvimento do campo através de uma porcentagem pré estabelecida da produção, esta porcentagem é denominada de cost oil ou óleo de custo (JOHNSTON, 1994). Na maioria dos PSC esta porcentagem possui

20 um limite máximo de 50% de toda a produção do campo até que estes custos sejam recuperados, sendo que a porcentagem do cost oil varia de acordo com as características de cada campo de exploração. Assim, para depósitos marginais com alto risco, necessitam de um valor mais elevado de cost oil para garantir o retorno esperado pelas OCs. Caso o valor do cost oil seja não seja suficiente para cobrir os custos feitos nas operações do campo, existirá um custo acrescido por depreciação, depleção, amortização e onde aplicado, créditos de investimento e juros para que o saldo consiga ser recuperado em um período seguinte. (BINDEMANN, 1999) A produção restante, denominada de profit oil ou petróleo de lucro, é dividida entre a NOC e as OCs. O profit oil em sua maioria é dividido em valores próximos de 60/40, onde 60% do profit oil deve ser entregue à NOC e 40% à OC responsável pelo campo. Porém este valor pode variar de contrato para contrato conforme as imposições de cada Estado e de cada campo de exploração. Por último as OCs ainda devem pagar taxas como imposto de renda, contribuições governamentais, bônus de performance, entre outros, considerando o que foi estipulado em cada PSC (BINDEMANN, 1999). Para uma análise da utilização mundial deste tipo de regime jurídico regulatório, a figura a seguir, ilustra todos os países que utilizam o PSC no mundo. Figura 8 - Países que praticam o Regime da Partilha de Produção (Fonte: LUCCHESI, 2011).

21 4.3 Contrato de Serviços O regime jurídico regulatório de Contrato de Serviço tem como base a prestação de serviços pelas OCs para a NOC do país hospedeiro, onde estas executam os processos de E&P recebendo como forma de pagamento uma quantia em dinheiro ou uma porcentagem do O&G produzido. Desta forma as OCs não possuem nem o direito sobre as reservas nem sobre a produção do óleo e do gás que venha a ser encontrado (Jhonston,1994). Dentro dos Contratos de Serviço, pode-se ainda obter dois subtipos de contrato, sendo eles: o contrato de serviço com risco (Risk Services Contract) e o contrato de serviço puro (Pure Service Contract) (Jhonston,1994). Nos Contratos de Serviço com Risco a remuneração feita para a OC está intimamente ligada ao sucesso no processo de desenvolvimento e produção do campo explorado. Quando do sucesso da jazida, a OC passa a receber uma quantidade estabelecida na fase de contratação em detrimento do fornecimento do óleo e do gás para a NOC do país hospedeiro. Porém, caso haja o fracasso e se determine que o campo não se encontre viável economicamente a OC não recebe qualquer remuneração por parte da NOC, tendo que arcar sozinha com os custos relacionados nos processos de exploração. O aspecto relacionado ao risco do contrato de serviço de risco se aproxima dos PSCs, uma vez que a OC somente é recompensada pelas atividades caso encontre reservas comercializáveis (Jhonston,1994). Nos contratos de serviço puro, as OCs atuam como um simples prestador de serviço não possuindo riscos relacionados à exploração, onde a OC recebe um pagamento previamente acordado na fase de contrato independentemente do sucesso ou não do campo de petróleo explorado, garantindo assim à prestadora de serviço um contrato lucrativo e com fluxo de caixa estável (LUCCHESI, 2011). Por outro lado, a OC não possui participação na receita advinda da venda do petróleo que venha a ser produzido no campo em questão. O uso deste modelo de regime jurídico regulatório encontra-se com baixo uso na IMP, onde na figura a seguir podem-se observar os países que fazer uso deste tipo de contrato.

22 Figura 9 - Países que usam Contratos de Serviço ao redor do mundo (Fonte: LUCCHESI, 2011). 4.4 Joint Venture O modelo de Joint Venture, também chamado de Contrato de Participação ou Associação, é caracterizado por uma sociedade de propósito específico (SPE) relacionada às atividades de exploração e produção entre a OC e o Estado, que por sua vez é representado por sua NOC, não ocorrendo a contratação de outros regimes jurídicos, tais como os Contratos de Concessão e PSCs. Assim Joint Ventures são adotadas quando existe um investimento mutuo de capitais pelas partes envolvidas na SPE, sendo elas a NOC e a OC (Fonte: BNDS, 2008). No regime de Joint Venture, a propriedade do óleo e do gás é contida ao país detentor da reserva, por meio de regulamentações em sua legislação. Em outras palavras, as reservas de O&G em sua condição natural, na superfície ou no subsolo, antes de extraídas serão exclusivamente propriedade do Estado. Onde após a extração, esta propriedade passa a ser tanto do Estado quanto da OC, considerando as clausulas sobre as quantidades percentuais que cada um detém na SPE (Fonte: BNDS, 2008). A SPE deve ainda contribuir com as referentes compensações pela outorga do direito de E&P do campo, de forma semelhante ao que acontece nos

23 Contratos de Concessão, onde a OC paga ao Estado hospedeiro participações governamentais e tributos (Fonte: BNDS, 2008). Na IMP o regime jurídico regulatório de Joint Ventures foi e ainda é usado de maneira marginal quanto às praticas de E&P, onde este tipo de contrato possui algumas das características que se aproximam dos Contratos de Concessão quanto dos de Partilha de Produção (Fonte: BNDS, 2008). 5 Noruega Globalmente a Noruega se destaca entre as líderes no que se referem as atividades de E&P em aéreas offshore, atuando como um grande exportador de hidrocarbonetos, se encontrando entre as cinco maiores exportadoras de petróleo no mundo. O regime jurídico regulatório presente utilizado na Noruega é o de concessão com parceria estatal. Sendo de escolha do Governo a concessão que o estado irá participar e a porcentagem desta participação. A estrutura organizacional do regime jurídico regulatório de óleo e gás na Noruega apresenta a seguinte estrutura:

24 Figura 10 - Arranjo Institucional de Petróleo e de Gás Natural na Noruega (Adaptado: Tolmasquim, 2012) O parlamento norueguês possui como função estabelecer a base, ou seja, o arcabouço para as atividades de exploração e produção de óleo e gás na Noruega. Deste modo cabe ao parlamento as seguintes atribuições: Aprovação de legislação e a adoção de proposições específicas para o setor; Discussão e avaliação de documentos governamentais com propostas pertinentes à indústria de óleo e gás; Supervisão do Governo e da administração pública; Análise de grandes de grandes projetos de desenvolvimento que possuem significativo interesse público. O governo possui o poder executivo em relação às políticas do petróleo, implementando deste modo as diretrizes firmadas pelo parlamento. Apoiando o governo existem ministérios e destes ministérios outros órgãos segregados.

25 Ministério de Petróleo e Energia (MPE): Gere os recursos petrolíferos e do setor com um todo, incluindo a monitoração das empresas estatais Petoro, Gassco, Gassnova e Statoil. Ministério do Trabalho e Inclusão Social: Ligado aos temas de saúde, segurança e meio ambiente no trabalho. Ministério das Finanças: Ligado às rendas do Estado. Ministério das Pescas e Assuntos Costeiros: Responsável por medidas de contingência em casos de vazamento de petróleo. Ministério do Meio Ambiente: Ligado aos temas associados ao meio ambiente. Diretório Norueguês de Petróleo (NPD): É um órgão subordinado do MPE, possuindo como responsabilidade manter o controle administrativo e financeiro das atividades de E&P a fim de assegurar sua concordância com a legislação, regulação, decisões, condições de licenciamento e diretrizes estabelecidas pelo MPE. Gassco: Empresa estatal de apoio ao MPE responsável pelo transporte do gás natural produzido em alto mar para as bases instaladas em terra. Gassnova: Agência administrativa de apoio ao MPE responsável pelo desenvolvimento de novas tecnologias como a de melhoria na eficiência de geração termoelétrica a gás natural, da captura e armazenamento de carbono, entre outras. StatoilHydro: Empresa estatal norueguesa de petróleo verticalmente integrada, que deste modo atua em toda a cadeia de óleo e gás. Petoro: Empresa totalmente estatal instituída para o gerenciamento, em nome do estado norueguês, do SDFI (State s Direct Financial Interest), que representa o Interesse Financeiro Direto do Estado. SDFI (Interesse Financeiro Direto do Estado): representa um instrumento contábil no orçamento central do governo detentor de direitos financeiros diretos das concessões em E&P pelo Estado norueguês. O SDFI representa um fundo virtual utilizado pelo estado para a participação em operações de E&P e o fluxo de caixa obtido por ele é direcionado para o Fundo de Pensão Governamental.

26 O regime de concessão hoje aplicado na Noruega possui sua base jurídica regulamentar estabelecida no Ato do Petróleo de Este ato além de estabelecer as condições gerais sobre a concessão de licenças nas atividades de E&P, também estabeleceu direitos exclusivos ao Estado norueguês sobre os recursos petrolíferos na plataforma continental norueguesa. As licenças são concedidas primeiramente para exploração e posteriormente para produção. A licença de exploração aborda a fase inicial de exploração (dados geologia, geofísica, etc) sendo outorgada por um período de três anos não concedendo direitos de perfuração, nem direitos de preferência para as licenças de produção. A licença de produção garante os direitos de E&P, bem como a propriedade do óleo produzido à OC contratada. No Ato do Petróleo também ficou estabelecido que o Rei pudesse decidir, caso tenha-se um interesse estratégico, que o Estado norueguês participe das atividades de E&P. O processo de concessão de licença de produção na Noruega segue as seguintes fases: I. Definição de área; II. Anúncio de área; III. Apresentação de proposta; IV. Negociação da proposta; V. Concessão da licença de produção. (Tolmasquim, 2012) No processo primeiramente há a publicação oficial da área que será licitada através dos meios de divulgação Norwegian Gazette e Official Journal of the European Communities com um tempo máximo para a submissão de propostas de 90 dias. Após as propostas serem entregues existe um período de negociação onde o MPE analisa as propostas e caso seja necessário realiza a requisição de ajustes. Como não há o pagamento de bônus de assinatura e participação governamental, a escolha do licitante é feita exclusivamente através da concorrência pelo melhor projeto ténico-econômico, onde o MPE pode prever cooperações entre as empresas licitantes. Após todos os processos o proponente deve aceitar as condições impostas definidas na legislação norueguesa, no Ato do Petróleo e as diferentes obrigações impostas para cada licença de produção. Existe também a imposição

27 de compromissos que devem ser realizados nas fases iniciais de exploração tais como sísmica e perfuração. Os contratos de concessão de produção possuem como característica um período de 10 anos para a fase exploratória e cumprido os compromissos desta fase o contratado pode estender a fase de produção por mais 30 anos, sendo que a área disponível para o período estendido corresponde a apenas 50% da área total concedida originalmente com um limite máximo de 100 km². A oferta de áreas para licitação obedece a certos compromissos e termos fiscais que são determinados em função da característica da área de exploração. Para áreas maduras (geologia conhecida - menores riscos - menores volumes recuperados) existem ofertas anuais com compromissos de trabalhos com prazos mais curtos e termos fiscais mais brandos. Para área de fronteira (geologia menos conhecida maiores riscos potencial de grandes descobertas) a oferta é mais gradual, com compromissos de trabalhos com prazos mais longos e termos fiscais mais rigorosos. A estrutura fiscal aplicada pelo governo no setor de óleo e gás na Noruega para os regimes de concessão está descrita a seguir: Participação acionária da StatoilHydro nas concessões, sendo o Estado o principal acionista, o mesmo recebe dividendos dos resultados da estatal; SDFI: é a maior parcela de renda apropriada pelo governo, onde o governo incorre em custos de exploração e de produção e recebe dos empreendimentos na porção de sua participação nos direitos do empreendimento; Impostos de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ) com alíquota de 28%; Participação especial com alíquota de 50% sobre a receita líquida de IRPJ; Taxa de emissão de gás carbônico (CO2) com taxa de NOK 0,79/m³ de gás ou litro de óleo; Royalties alíquota de 0% com isenção de todos os campos desde 2006;

28 Taxa de ocupação: começa a incidir após o início da fase de licença de produção, tendo com um valor de referencia o de NOK 7.000/km², onde a cada ano adiciona-se NOK 7.000, chegando em um limite máximo de NOK /km². Deduções são permitidas para cobertura de custos associados à exploração, ou seja caso não se obtenha um campo com características comerciais, a empresa será qualificada para o reembolso, P&D realizados na Noruega, despesas de decomissionamento e custo financeiro líquido. (Tolmasquim, 2012) No ano de 2010 a arrecadação pela Noruega devido aos tributos impostos sobre a E&P do petróleo de NOK 276 bilhões e a sua divisão quanto ao tributo incidido pode ser visto a seguir: Participação Statoil; 12,8 SDFI; 104,1 Taxas; 155,6 Taxa de ocupação e taxa ambiental; 3,6 Gráfico 1 Tributos por tipo arrecadados em 2010 na Noruega. (Fonte: MPE, 2011) Onde as taxas representão o IRPJ e a Participação Especial. Existe na Noruega o que se chama de Fundo de Pensão Governamental. O objetivo deste fundo é constituir uma poupança governamental para contribuir com o financiamento dos gastos com pensões do sistema de seguridade nacional e suportar estratégias de longo prazo de utilização da renda petrolífera do Estado norueguês. Este fundo hoje chega a um valor de US$ 500 bilhões. Deste modo, pode-se observar que o setor de E&P de óleo e gás na Noruega é um dos setores de referência no mundo devido ao seu elevado desenvolvimento. Suas grandes reservas de hidrocarbonetos, um regime jurídico-regulatório efetivo e a aplicação de boas políticas públicas contribuíram

29 para seu desenvolvimento nacional e, ao mesmo tempo atraiu as OCs domésticas e multinacionais através de um ambiente de negócio favorável. 6 O Reino Unido O Reino Unido é o maior produtor de petróleo e gás da União Europeia, no entanto desde 1999 o mesmo vem experimentando uma queda na sua produção, onde o país em 2005 passou de exportador para importador destes de petróleo. Do ponto de vista regulatório de óleo e gás, o Reino Unido utiliza um sistema de concessão através de licenças. O principal órgão regulador e administrador deste regime é o Department of Energy & Climate Change (DECC) que é um órgão do ministério apoiado por mais oito agências e corpos públicos.. As principais responsabilidades do DECC são: - Emissão de licenças para exploração de petróleo e gás onshore e offshore na Plataforma Continental do Reino Unido, onde esta região abrange toda área de água em todo o Reino Unido; - Regulação para o desenvolvimento dos campos e da atividade de transporte de óleo; - Regular os aspectos ambientais da indústria offshore de petróleo e gás; Como um dos órgãos administrados pelo DECC vale destacar o PILOT, que devido à característica econômica e de grande abertura no setor de O&G, tem por objetivo uma aproximação e facilitação entre as relações do governo e da indústria de O&G visando projetos com entregas mais rápidas e mais inteligentes com soluções de energia sustentável para assegurar um futuro de longo prazo da Plataforma Continel do Reino Unido, garantindo uma completa recuperação quanto os recursos provenientes de hidrocarbonetos. O regime de concessão por licenças é baseado basicamente em três períodos, sendo eles: Primeiro Período: pode prolongar-se em um segundo período, caso o programa de trabalho acordado esteja concluído e uma quantidade mínima de área explorada tem sido abandonada.

30 Segundo Período: pode continuar em um terceiro período, se o plano de desenvolvimento do campo seja aprovado e todas as área exploradas fora do desenvolvimento tenham sido abandonadas Terceiro Período: é executado por um período prolongado para permitir a produção de O&G. Os períodos possuem durações distintas, de acordo com o tipo de licença, e há um aumento progressivo anual no valor pago pelo arrendamento da área explorada. Embora cada período esteja comumente associado com uma fase particular do ciclo de vida do campo, a licença concedida da os mesmos direitos do começo ao final do campo. Assim, nada na licença impede a produção durante a fase inicial de produção, o que faz com que o licenciado tenha interesse em terminar as fases iniciais rapidamente. Existem diversos tipos de licenças aplicadas no Reino Unido, onde as três mais importantes para o tipo de exploração offshore são a Traditional Licence, Promote Licence and Frontier Licence. Traditional Licence (Licença Tradicional): é o tipo de licença aplicada desde o inicio das licenças aplicadas a offshore e a mais utilizada até hoje. O requerente deve provar tecnicamente e ambientalmente competência e capacidade financeira antes da oferta ser feita. - Primeiro Período: 4 anos; - Segundo Período: 4 anos; - Terceiro Período: 18 anos; - Devolução obrigatório de 50% das área exploradas no primeiro período. Promote Licence (Licença Promocional): é uma variação da licença tradicional designada para pequenas e novas companhias na primeira fase da licença de produção, atraindo posteriormente os investimentos operacionais e financeiros necessários. Para esta licença há uma redução de 90% no valor pago para o arrendamento da área explorada nos dois primeiros anos. Esta licença requer capacidade financeira, técnica e ambiental para estar apto e

31 compromisso de perfuração firmado até o final do segundo ano, caso o contrário o tempo de licença irá expirar. - Primeiro Período: 4 anos; - Segundo Período: 4 anos; - Terceiro Período: 18 anos; - Devolução obrigatório de 50% das área exploradas no primeiro período. Frontier Licence (Licença de Fronteira): O regime de pode ter seu primeiro período igual a 6 ou 9 anos. - Licença de Fronteira 6 anos: Tem uma fase de exploração de 6 anos objetivando e viabilizando a exploração de grades áreas, o que permite a análise da região de uma ampla gama de perspectivas. O requerente deve provar técnico/ambientalmente sua competência além de sua capacidade financeira antes de realizar a oferta de uma licença de fronteira de 6 anos. - Primeiro Período: 6 anos; - Segundo Período: 6 anos; - Terceiro Período: 18 anos; - Devolução obrigatória de 75% das áreas exploradas ao final de três anos e de 50% do restante ao final do primeiro período. - Licença de Fronteira 9 anos: É a variante mais recente das destes tipos de licença tendo seu período inicial de 9 anos. É destinada particularmente para a área oeste da Escócia. O DECC só vai considerar os programas de trabalho de perfuração ou abandono no final do sexto ano e. se o licenciado escolhe perfurar, deve-ser desenvolve-la nos três anos restantes do prazo inicial. Devido aos dados geofísicos serem dispersos o DECC espera programas de trabalho de perfuração para obter dados significativos da região. Os requerentes devem comprovar técnico/ ambientalmente sua competência além de sua capacidade financeira antes de uma oferta de licença. - Primeiro Período: 9 anos; - Segundo Período: 6 anos; - Terceiro Período: 18 anos; - Devolução obrigatória de 75% das áreas exploradas ao final de três anos e de 50% do restante ao final do primeiro período