petróleo-modelo partilha ou concessão

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Centro Universitário do Maranhão - MA
Sistema de Ensino Presencial
Engenharia de petróleo 
Prof.º Paulo Salgado Zenha Carneiro
Disciplina: Direito e Legislação do petróleo
MODELOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO: PARTILHA E CONCESSÃO.
Jeckson Deid Assunção da silva
CPD:024489
São Luís – MA
2018
INTRODUÇÃO
O país entra muito em discursão no que diz respeito a exploração de petróleo sobre o modelo de partilha e concessão, pois atualmente está sendo trabalhado o modelo de partilha e assim entende-se que o modelo pode ser mais lucrativo para o estado, de outra maneira atrapalha na procura por empresas explorar o petróleo brasileiro, que por fim tem o maior gasto com a exploração, sendo que em ambas as partes o governo ganha pela a exploração.
A Petrobras assim que foi lançada possuía o monopólio das atividades de exploração, produção, refino e transporte de petróleo. Com a sua reestruturação da empresa ocorreu a quebra do monopólio e mudanças na regulação e desenvolvimento do setor. Então existem dois modelos de produção de petróleo que faz parte do mercado e que cada obtenha suas vantagens e desvantagens econômicas favorecendo o estado ou não. São modelos de grande importância, pois cada um usa termos diferente, termos esse que designa o real proprietário do petróleo explorado.
Quando a Petrobrás passou a quebrar o seu monopólio o regime de concessão passou a vigorar na exploração desta matéria-prima. Este modelo concede a empresas de petróleo de origem nacional ou estrangeira o direito de explorar e produzir petróleo por sua conta e risco. A propriedade dos hidrocarbonetos antes de serem explorados pertence ao Estado, porém, após a extração, as companhias tornam-se proprietárias deste bem, respeitando as regras do contrato, os tributos incidentes sobre a renda (imposto de renda, contribuições, etc.) e os royalties.
O leilão é realizado pela Agência Nacional do Petróleo, no qual é estabelecido o espaço e o tempo para a exploração do petróleo. Entretanto, as empresas escolhidas são aquelas que oferecem maior oferta e com exploração de petróleo mais planejada, mitigando assim poluição, danos ambientais, dentre outros impactos ocasionados pela exploração. Então, como o modelo revigorado hoje a partir de 2010 é o de partilha, ficando o estado com a maior porcentagem da exploração de petróleo, deixando claro para as empresas que o petróleo pertence ao estado e não a elas por ter o direito de exploração. A muitos debates sobre isso, pois o modelo de partilha tem seus defensores como também tem seus opositores que defendem o modelo de concessão.
MODELO DE CONCESSÃO
O modelo de concessão é dado a empresa o direto de explorar, isso decorre quando a mesma tenha vencido o leiloes organizados pela ANP- Agencia Nacional do Petróleo. Ao encontrar uma fonte natural, as empresas pagam ao governo a indenização pela exploração do recurso. Esse sistema envolve três tipos de compensação: o bônus de assinatura pago à União para ter o direito de exploração, os royalties e a participação especial, quando a jazida é muito rentável.
Os royalties funcionam como taxa paga pelas empresas por terem o direito de explorar o petróleo, são compensações financeiras pagas pelas empresas concessionárias ao governo. No caso do petróleo, os royalties são cobrados das concessionárias que exploram a matéria-prima, de acordo com sua quantidade. O valor arrecadado fica com o poder público. Segundo a atual legislação brasileira, estados e municípios produtores – além da União – têm direito à maioria absoluta dos royalties do petróleo. A divisão atual é de 40% para a União, 22,5% para estados e 30% para os municípios produtores. Os 7,5% restantes são distribuídos para todos os municípios e estados da federação. A cobrança desses é mensal e proporcional à produção de petróleo e seu recolhimento é feito pela Secretaria do Tesouro Nacional, em moeda nacional. O regime de concessão estabelece que a proporção devida ao governo pelas companhias não ultrapasse 10% da produção.
A participação especial existe em condições de exploração extraordinária, em que há grande volume de produção ou grande rentabilidade. A base de cálculo incide sobre o lucro do campo produtor. Nos casos do Pré-sal sob regime de concessão, a participação especial será cobrada se a produção for superior a 31 mil barris por dia.
Dentre vários estudos feitos dos dois modelos, tudo se configura em uma característica mais clara para diferencia um do outro, pois a característica comum entre os diferentes regimes de concessão é que o concessionário é dono de todo o petróleo que produz. Já no regime de partilha, o Estado é o dono do petróleo produzido. Entretanto, diante da magnitude das jazidas existentes no Pré-sal, decidiu-se concentrar esforços para reestruturar a Petrobras e os modelos vigentes de exploração de hidrocarbonetos a fim de ampliar a participação do Estado. A decisão se deve ao menor risco do negócio e também devido ao retorno esperado ser muito elevado.
VANTAGENS
Esclarecimento nas regras, tudo em sua pauta e com sumulas de contratos entre estado e empresa, maiores procuras de empresa também pode ser algo que aqueça a economia do país. A taxa de participação especial assegura progressividade às receitas governamentais, em caso de maior lucratividade. Modelo adequado para países com instituições fortes e regime tributário amadurecido. Menor custo para o estado, pois o mesmo fica isento de gastos com monitoramento na exploração do petróleo de monitoramento pelo estado. Royalties garantem renda antecipada ao estado, independente da lucratividade, bem como o bônus de assinatura. Exige menos informações antecipadas sobre a lucratividade, sendo, portanto, um modelo mais adequado no cenário incerto de produção. Além de permitir a empresa concessionária o lançamento de reservas ainda não exploradas como ativos, diminuindo os custos de obtenção de capital.
DESVANTAGENS
 O Estado possui menor controle sobre a administração e comercialização do óleo, o concessionário é o proprietário exclusivo do óleo produzido. A única garantia de receita são os royalties, porque não há limitação de dedução de custos pelo concessionário, antes de pagar a participação especial. Consequentemente, há uma “tendência”, ou possibilidade de aumento fictício de custos pelo concessionário, o que aumenta o ônus de controle do Estado. Pagamento antecipado de bônus de assinatura pode diminuir a competitividade, principalmente em áreas de produção incerta. A participação especial está vinculada ao volume produzido, e não ao preço do petróleo, o que pode ser ou não favorável. Portanto, o concessionário é o maior responsável pela exploração, por fim também dono do petróleo obtido, em que o estado recebia uma certa porcentagem do petróleo extraído.
MODELO DE PARTILHA
Em ambos os casos seja ele de partilha ou de concessão o estado recebe pelos direitos exploratórios e de produção do petróleo pela empresa. Uma das mudanças votadas no Congresso Nacional em 2010 foi a “cessão onerosa”. A União foi autorizada a ceder as atividades de pesquisa e exploração de petróleo nas áreas do Pré-sal até 5 bilhões de barris à Petrobras.
Em contrapartida, o Estado brasileiro aumentou sua participação no capital total da empresa, passando de 39,8% para 49%, o que corresponde a 64% do capital votante. Em síntese, as mudanças efetuadas visaram a aumentar a participação do Estado na exploração do petróleo, alterando o regime de propriedade do petróleo das novas licitações, ampliando a participação do governo na Petrobras, deixando a empresa como operadora única e com participação mínima de 30% e também exigindo que as plataformas sejam edificadas no Brasil. O regime de partilha altera a apropriação do petróleo, que mesmo após a extração, é de propriedade da União. O vencedor da licitação tem direito a uma parcela do petróleo, firmado em contrato, sendo que o Estado fica com, no mínimo, 41,65%. Não há pagamento de participação especial e taxas de ocupação,mas há bônus de assinatura de contrato, pagamentos de royalties de 15% do valor da produção (na concessão é 10%) e o pagamento de tributos e contribuições sociais. A União é dona do petróleo produzido. A empresa exploradora tem direito à restituição, em óleo, do custo de exploração e de uma parcela do lucro do campo, parcela denominada óleo excedente, pois é uma parcela que excede os custos de exploração, ou seja, remunera o lucro da empresa parceira (remuneração in natura, ou seja, em óleo). A parcela de óleo excedente que fica com a União, após remuneração da empresa exploradora, é similar à participação especial, no regime de concessão. A diferença é que as alíquotas de participação especial são definidas por decreto, enquanto a parcela de óleo excedente pertencente à União é definida em leilão, sendo o direito de exploração outorgado à empresa que propiciar a melhor alíquota. No sistema de partilha, pode haver também o pagamento de royalties e de bônus de assinatura. Nas áreas estratégicas e áreas do pré-sal definidas para o regime de partilha, a Petrobrás atua sempre como operadora, com participação mínima de 30%. Este é um ponto que está sob intensa discussão, posto que há correntes que defendem que no quadro atual da Petrobras, esta não tem condições de assumir esta participação mínima de 30%, tolhendo o avanço da atividade exploratória e também exigindo que as plataformas sejam edificadas no Brasil.
Portanto, sabemos que os dois modelos o governo ganha, seja lá qual for a porcentagem e que sempre irá ter os defensores sobre o modelo de partilha, pois para eles o petróleo e da união e com o direito exploratório também da união, ganhando lucros em vários fatores e que o modelo de concessão nos tira o direito de explorar aquilo o que é nosso. 
VANTAGENS
O petróleo produzido é de propriedade do Estado. Maior controle sobre o gerenciamento, administração e comercialização das diversas etapas, da exploração à comercialização. Normalmente, há cláusulas de limitação de custos e a participação do estado pode ser progressiva. A participação do estado como Joint Venture permite fomento do desenvolvimento industrial nacional, captação de reservas a custos menores, transferência de tecnologia e know-how.
Sendo assim, de fato, no regime brasileiro de partilha, o governo terá maior controle sobre o ritmo de produção. Isso não necessariamente significa melhor controle. Os que defendem esse controle argumentam que, sem ele, corremos o risco de explorarmos e vendermos nosso petróleo quando o preço estiver ruim, e, quando a situação melhorar, nos virmos obrigados a importar a um preço maior. Um exemplo muito citado na literatura é o da Indonésia, que teria exportado quase todo o seu petróleo quando seu preço estava baixo e hoje, com os preços altos, não consegue sequer ser autossuficiente. Além de poder controlar o ritmo da produção, o preço do petróleo de venda ao exterior e fazer política industrial.
CONCLUSÃO
O contrato de concessão é mais aceito pelas companhias petrolíferas do que a partilha de produção se o histórico do país no setor de petróleo não apresenta muitos projetos bem-sucedidos, porque os contratos de concessão apresentam como vantagem um maior poder do concessionário em relação a produção e exploração do petróleo tendo o Estado uma menor participação e controle, entretanto o concessionário assume todos os riscos relacionados a atividade.
Os contratos de partilha assim como nos de concessão a empresa se responsabiliza pelos riscos e custos da operação, porém a lavra extraída é propriedade do Estado tendo a concessionária parte da produção, o petróleo é repassado para o estado em óleo para armazenamento e manutenção dos estoques de energia nacional ou em montante. No modelo de partilha tem-se a noção que o petróleo é “nacionalizado”.
Cada modelo contratual apresenta suas vantagens e desvantagens para uma parte, sendo elas empresa ou estado é necessário que em ambos os casos haja transparência em relação à administração e produção desses bens pois a execução dessas atividades visa fortalecer o país em relação à exploração energética e que não existe vantagem competitiva de um regime sobre o outro.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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