Qual a diferença entre regime de partilha e regime de concessão na exploração do petróleo?
Por Paulo Springer[*] 
No final de 2009, o Poder Executivo enviou ao Congresso Nacional quatro projetos de lei que tinham por objetivo instituir um novo marco regulatório para a exploração do petróleo no País. A principal alteração proposta foi a introdução do regime de partilha, que passará a substituir o atual regime, de concessão. Em 22/12/2010 o Poder Executivo sancionou a Lei no 12.351, de 2010, que instituiu o regime de partilha.
O objetivo desta Nota é explicar a diferença entre os regimes de concessão e de partilha, realçando alguns argumentos utilizados durante o debate do projeto de lei.
O regime de partilha e de concessão
Mesmo reconhecendo a diversidade de arranjos institucionais entre os diferentes países, 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.
A diferença de titularidade entre os diferentes regimes leva à falsa impressão –extensivamente utilizada pelos defensores do regime de partilha – de que, na concessão, a empresa ganha mais, enquanto que, na partilha, é o Estado (e, consequentemente, a sociedade) é quem sai ganhando. Nada mais equivocado!
Receitas do governo em cada regime
Ambos os regimes implicam remunerações para o Estado. No caso da concessão, a empresa concessionária é, de fato, dona do petróleo. Mas é obrigada a pagar diferentes participações governamentais. No caso do Brasil, as principais obrigações da concessionária são o pagamento do bônus de assinatura, dos royalties e da participação especial.
O bônus de assinatura é um pagamento que a empresa faz quando assina o contrato de exploração, para ter direito de explorar determinado campo. O valor do bônus de assinatura é definido em leilão, sendo vencedora a empresa que oferecer o maior valor (além de outros critérios, como participação de equipamentos produzidos no país e plano de exploração). Usualmente, o bônus de assinatura não chega a representar 10% da arrecadação governamental. Em 2010, por exemplo, o governo arrecadou R$ 170 milhões com bônus de assinatura, menos de 1% dos R$ 21 bilhões arrecadados com todas as rendas advindas da exploração de petróleo.
Os royalties correspondem a uma alíquota incidente sobre o valor de produção do campo. Assemelha-se, assim, a uma espécie de imposto sobre faturamento. Atualmente, a alíquota mínima é de 5%, e a máxima, de 10%. Na prática, quase todos os campos pagam 10% de royalties.
A participação especial está regulamentada pelo Decreto no 2.705, de 1998. Ela é devida somente em campos de alta produtividade e suas alíquotas, progressivas de acordo com a produtividade do campo, incidem sobre uma espécie de lucro do campo, podendo chegar a 40%. A participação especial assemelha-se, assim, a um imposto sobre lucro. Em valores, royalties e participação especial vêm arrecadando, cada rubrica, cerca de R$ 10 bilhões ao ano. A tendência, contudo, é da participação especial crescer com a descoberta de campos (já leiloados sob o regime de concessão) de maior produtividade, na área do pré-sal.
No regime de partilha, conforme dito anteriormente, a União é dona do petróleo extraído. Obviamente, nenhuma empresa extrairia petróleo se não fosse remunerada para tal. O que ocorre é que a parceira tem direito à restituição, em óleo, do custo de exploração – essa parcela é chamada de custo em óleo – e de uma parcela do lucro do campo – essa parcela é chamada de óleo excedente, ou seja, a parcela de óleo que excede os custos de exploração. O nome partilha deriva justamente do fato de as empresas partilharem com o governo o óleo excedente. Ao final do processo de exploração, a parceira será dona do custo em óleo e de sua parcela de óleo excedente. Já o governo não receberá todo o petróleo produzido, mas somente sua parcela de óleo excedente.
Observem a semelhança entre a parcela do óleo excedente que fica com a União e a participação especial: ambas equivalem a uma alíquota incidente sobre o lucro obtido com a exploração do campo. Há, entretanto, uma diferença importante entre as duas formas de arrecadação, na forma como o regime brasileiro foi instituído. No Brasil, as alíquotas de participação especial são definidas por decreto. Já a parcela de óleo excedente pertencente à União é definida em leilão, sendo o direito de exploração outorgado à empresa que oferecer a maior alíquota. O negrito colocado há pouco é importante para lembrar que nada impede que, no regime de concessão, o critério de outorga seja baseado na empresa que ofereça maior alíquota para participação especial.
Além da participação do óleo excedente, o regime brasileiro de partilha também prevê a cobrança de royalties e de bônus de assinatura. Dessa forma, é óbvio que não há motivos para acreditar que um regime permite maior arrecadação do que outro. Tudo dependerá das alíquotas estabelecidas e dos resultados dos leilões.
É falsa, portanto, a afirmativa de que, em um regime de concessão, o Estado arrecada pouco. No Brasil, o montante que o Estado arrecada é uma decisão do Chefe do Poder Executivo. Afinal, as alíquotas da participação especial são definidas por decreto, sem necessidade de aprovação por parte do Congresso.
O debate entre partilha e concessão, entretanto, não se restringe à suposta diferença de arrecadação. Os que defendem o regime de partilha também realçam o fato de o Estado, por ser o dono do petróleo, consegue utilizá-lo de melhor forma. Novamente, trata-se de um argumento equivocado.
Há vantagens em o Estado ser o dono do petróleo?
Para os que defendem o regime de partilha, há as seguintes vantagens em o Estado ser dono do petróleo:
i) Pode controlar melhor o ritmo de produção;
ii) Pode controlar melhor a venda do petróleo para o exterior;
iii) Pode fazer política industrial.
Sobre o item i, é importante entender que o regime de partilha, per si, não tem nenhuma relação com o ritmo de produção. Afinal, a partilha somente diz respeito ao quinhão a que o Estado tem direito após a produção já realizada. Ocorre que, no regime brasileiro, foi criada uma empresa estatal – a PetroSal – que tem por atribuição gerir os contratos de partilha. A PetroSal deverá também indicar metade dos assentos nos comitês operacionais, que são comitês responsáveis por importantes decisões relativas às operações dos campos, inclusive relativas ao ritmo de produção.
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.
Há duas formas de entender o controle de produção. Uma é a sintonia fina: ao longo de um contrato de partilha (ou de concessão), o preço do petróleo flutua. Corre-se o risco, de fato, de a empresa, ao longo desse contrato, produzir (e vender) muito quando o petróleo estiver barato, e tiver exaurido seu campo quando o petróleo tiver caro. Ocorre que é mais provável que a própria empresa consiga acertar nas previsões (afinal, ela é a mais diretamente interessada nisso), do que um burocrata do governo encarregado disso. Certamente, não é a maior intervenção estatal que conseguirá melhorar o timing da exploração, para que sejam melhor aproveitados os períodos de alta do preço do petróleo.
Outra forma de entender o controle de produção é sob o ponto de estratégico. Independentemente do que ocorrer, pode ser importante para o País dispor de reservas no futuro, por exemplo, para garantir uma produção mínima de derivados, permitindo-nos enfrentar situações com fortes limitações para importação, como em guerras. Se o objetivo é garantir que tenhamos reservas no futuro, só há uma solução: postergar a licitação para quando se julgar conveniente iniciar a exploração. Isso, claramente, independe do regime de outorga, se de licitação ou de partilha.
O controle sobre a quantidade de petróleo que se exporta está muito associado com o que foi discutido anteriormente. Se há um objetivo estratégico de manter as reservas para garantir o abastecimento interno no futuro, a solução é não explorar, e isso independe do regime de outorga. Para a sintonia fina, o governo dispõe de outros instrumentos, como impostos sobre exportação ou quotas.
Resumidamente, se o governo quer garantir o suprimento futuro de petróleo, a solução é adiar a sua exploração. Isso independe do regime de outorga.
Por fim, no regime de partilha, o governo, por ser dono do óleo, pode utilizá-lo para outros fins, como firmar posições geopolíticas ou fazer política industrial. O governo poderia vender o petróleo a um preço abaixo do praticado no exterior para nações amigas, a exemplo do que faz atualmente a Venezuela. Similarmente, o governo pode vender o petróleo a um preço abaixo do mercado para determinados setores que tem interesse em desenvolver, por exemplo, para a indústria petroquímica.
Quando o governo vende petróleo abaixo do mercado, está, de fato, subsidiando o comprador. Com isso, pode favorecer determinado setor de atividade que, de outra forma, não teria competitividade. Não cabe aqui discutir os méritos de uma política industrial, mas somente a necessidade da partilha para implementá-la.
Em um regime de partilha, o subsídio implícito corresponde à diferença entre o preço pago pelo comprador e o preço que ele pagaria se tivesse de comprar no mercado. Esse mesmo subsídio pode ser dado em um regime de concessão: o governo destinaria parte da receita arrecadada para a empresa que quer beneficiar. A diferença é que esse processo, no caso brasileiro, teria de ser feito via orçamento e sujeito, portanto, à discussão com o Parlamento. Em particular, surgiria naturalmente o debate se os recursos deveriam ser realmente transferidos para as empresas que se pretende beneficiar, ou se haveria outras prioridades, como infraestrutura, educação ou saúde.
Ou seja, o governo também pode fazer política industrial em um regime de concessão, e de forma mais transparente do que no regime de partilha. Esse talvez seja o ponto em que, claramente, o regime de concessão é superior ao de partilha. Nos demais, os dois regimes parecem ser equivalentes, sendo que um será melhor ou pior que o outro dependendo das especificidades de cada país.
O objetivo desta Nota é explicar a diferença entre os regimes de concessão e de partilha, realçando alguns argumentos utilizados durante o debate do projeto de lei.
O regime de partilha e de concessão
Mesmo reconhecendo a diversidade de arranjos institucionais entre os diferentes países, 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.
A diferença de titularidade entre os diferentes regimes leva à falsa impressão –extensivamente utilizada pelos defensores do regime de partilha – de que, na concessão, a empresa ganha mais, enquanto que, na partilha, é o Estado (e, consequentemente, a sociedade) é quem sai ganhando. Nada mais equivocado!
Receitas do governo em cada regime
Ambos os regimes implicam remunerações para o Estado. No caso da concessão, a empresa concessionária é, de fato, dona do petróleo. Mas é obrigada a pagar diferentes participações governamentais. No caso do Brasil, as principais obrigações da concessionária são o pagamento do bônus de assinatura, dos royalties e da participação especial.
O bônus de assinatura é um pagamento que a empresa faz quando assina o contrato de exploração, para ter direito de explorar determinado campo. O valor do bônus de assinatura é definido em leilão, sendo vencedora a empresa que oferecer o maior valor (além de outros critérios, como participação de equipamentos produzidos no país e plano de exploração). Usualmente, o bônus de assinatura não chega a representar 10% da arrecadação governamental. Em 2010, por exemplo, o governo arrecadou R$ 170 milhões com bônus de assinatura, menos de 1% dos R$ 21 bilhões arrecadados com todas as rendas advindas da exploração de petróleo.
Os royalties correspondem a uma alíquota incidente sobre o valor de produção do campo. Assemelha-se, assim, a uma espécie de imposto sobre faturamento. Atualmente, a alíquota mínima é de 5%, e a máxima, de 10%. Na prática, quase todos os campos pagam 10% de royalties.
A participação especial está regulamentada pelo Decreto no 2.705, de 1998. Ela é devida somente em campos de alta produtividade e suas alíquotas, progressivas de acordo com a produtividade do campo, incidem sobre uma espécie de lucro do campo, podendo chegar a 40%. A participação especial assemelha-se, assim, a um imposto sobre lucro. Em valores, royalties e participação especial vêm arrecadando, cada rubrica, cerca de R$ 10 bilhões ao ano. A tendência, contudo, é da participação especial crescer com a descoberta de campos (já leiloados sob o regime de concessão) de maior produtividade, na área do pré-sal.
No regime de partilha, conforme dito anteriormente, a União é dona do petróleo extraído. Obviamente, nenhuma empresa extrairia petróleo se não fosse remunerada para tal. O que ocorre é que a parceira tem direito à restituição, em óleo, do custo de exploração – essa parcela é chamada de custo em óleo – e de uma parcela do lucro do campo – essa parcela é chamada de óleo excedente, ou seja, a parcela de óleo que excede os custos de exploração. O nome partilha deriva justamente do fato de as empresas partilharem com o governo o óleo excedente. Ao final do processo de exploração, a parceira será dona do custo em óleo e de sua parcela de óleo excedente. Já o governo não receberá todo o petróleo produzido, mas somente sua parcela de óleo excedente.
Observem a semelhança entre a parcela do óleo excedente que fica com a União e a participação especial: ambas equivalem a uma alíquota incidente sobre o lucro obtido com a exploração do campo. Há, entretanto, uma diferença importante entre as duas formas de arrecadação, na forma como o regime brasileiro foi instituído. No Brasil, as alíquotas de participação especial são definidas por decreto. Já a parcela de óleo excedente pertencente à União é definida em leilão, sendo o direito de exploração outorgado à empresa que oferecer a maior alíquota. O negrito colocado há pouco é importante para lembrar que nada impede que, no regime de concessão, o critério de outorga seja baseado na empresa que ofereça maior alíquota para participação especial.
Além da participação do óleo excedente, o regime brasileiro de partilha também prevê a cobrança de royalties e de bônus de assinatura. Dessa forma, é óbvio que não há motivos para acreditar que um regime permite maior arrecadação do que outro. Tudo dependerá das alíquotas estabelecidas e dos resultados dos leilões.
É falsa, portanto, a afirmativa de que, em um regime de concessão, o Estado arrecada pouco. No Brasil, o montante que o Estado arrecada é uma decisão do Chefe do Poder Executivo. Afinal, as alíquotas da participação especial são definidas por decreto, sem necessidade de aprovação por parte do Congresso.
O debate entre partilha e concessão, entretanto, não se restringe à suposta diferença de arrecadação. Os que defendem o regime de partilha também realçam o fato de o Estado, por ser o dono do petróleo, consegue utilizá-lo de melhor forma. Novamente, trata-se de um argumento equivocado.
Há vantagens em o Estado ser o dono do petróleo?
Para os que defendem o regime de partilha, há as seguintes vantagens em o Estado ser dono do petróleo:
i) Pode controlar melhor o ritmo de produção;
ii) Pode controlar melhor a venda do petróleo para o exterior;
iii) Pode fazer política industrial.
Sobre o item i, é importante entender que o regime de partilha, per si, não tem nenhuma relação com o ritmo de produção. Afinal, a partilha somente diz respeito ao quinhão a que o Estado tem direito após a produção já realizada. Ocorre que, no regime brasileiro, foi criada uma empresa estatal – a PetroSal – que tem por atribuição gerir os contratos de partilha. A PetroSal deverá também indicar metade dos assentos nos comitês operacionais, que são comitês responsáveis por importantes decisões relativas às operações dos campos, inclusive relativas ao ritmo de produção.
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.
Há duas formas de entender o controle de produção. Uma é a sintonia fina: ao longo de um contrato de partilha (ou de concessão), o preço do petróleo flutua. Corre-se o risco, de fato, de a empresa, ao longo desse contrato, produzir (e vender) muito quando o petróleo estiver barato, e tiver exaurido seu campo quando o petróleo tiver caro. Ocorre que é mais provável que a própria empresa consiga acertar nas previsões (afinal, ela é a mais diretamente interessada nisso), do que um burocrata do governo encarregado disso. Certamente, não é a maior intervenção estatal que conseguirá melhorar o timing da exploração, para que sejam melhor aproveitados os períodos de alta do preço do petróleo.
Outra forma de entender o controle de produção é sob o ponto de estratégico. Independentemente do que ocorrer, pode ser importante para o País dispor de reservas no futuro, por exemplo, para garantir uma produção mínima de derivados, permitindo-nos enfrentar situações com fortes limitações para importação, como em guerras. Se o objetivo é garantir que tenhamos reservas no futuro, só há uma solução: postergar a licitação para quando se julgar conveniente iniciar a exploração. Isso, claramente, independe do regime de outorga, se de licitação ou de partilha.
O controle sobre a quantidade de petróleo que se exporta está muito associado com o que foi discutido anteriormente. Se há um objetivo estratégico de manter as reservas para garantir o abastecimento interno no futuro, a solução é não explorar, e isso independe do regime de outorga. Para a sintonia fina, o governo dispõe de outros instrumentos, como impostos sobre exportação ou quotas.
Resumidamente, se o governo quer garantir o suprimento futuro de petróleo, a solução é adiar a sua exploração. Isso independe do regime de outorga.
Por fim, no regime de partilha, o governo, por ser dono do óleo, pode utilizá-lo para outros fins, como firmar posições geopolíticas ou fazer política industrial. O governo poderia vender o petróleo a um preço abaixo do praticado no exterior para nações amigas, a exemplo do que faz atualmente a Venezuela. Similarmente, o governo pode vender o petróleo a um preço abaixo do mercado para determinados setores que tem interesse em desenvolver, por exemplo, para a indústria petroquímica.
Quando o governo vende petróleo abaixo do mercado, está, de fato, subsidiando o comprador. Com isso, pode favorecer determinado setor de atividade que, de outra forma, não teria competitividade. Não cabe aqui discutir os méritos de uma política industrial, mas somente a necessidade da partilha para implementá-la.
Em um regime de partilha, o subsídio implícito corresponde à diferença entre o preço pago pelo comprador e o preço que ele pagaria se tivesse de comprar no mercado. Esse mesmo subsídio pode ser dado em um regime de concessão: o governo destinaria parte da receita arrecadada para a empresa que quer beneficiar. A diferença é que esse processo, no caso brasileiro, teria de ser feito via orçamento e sujeito, portanto, à discussão com o Parlamento. Em particular, surgiria naturalmente o debate se os recursos deveriam ser realmente transferidos para as empresas que se pretende beneficiar, ou se haveria outras prioridades, como infraestrutura, educação ou saúde.
Ou seja, o governo também pode fazer política industrial em um regime de concessão, e de forma mais transparente do que no regime de partilha. Esse talvez seja o ponto em que, claramente, o regime de concessão é superior ao de partilha. Nos demais, os dois regimes parecem ser equivalentes, sendo que um será melhor ou pior que o outro dependendo das especificidades de cada país.
*editor do site Brasil, Economia e Governo.
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