Contratos de partilha se adaptam bem ao trade off típico da indústria do petróleo, crê especialista

No Brasil, no setor de E&P de petróleo, os dois principais tipos de contrato firmados entre a União e as operadoras são os de concessão e os de partilha de produção. Os primeiros são estabelecidos pela Lei do Petróleo (Lei n° 9.478/97) e os de partilha estão ligados a marcos regulatórios mais recentes (Leis 12.276/10; 12.304/10; 12.351/10). As áreas do Pós-sal são regidas por contratos de concessão e, as do Pré-sal, pelos contratos de partilha. Parte da indústria do petróleo vem advogando o fim dos contratos de partilha, afirmando que eles não estimulam a competitividade. O próprio presidente da Petrobrás, Roberto Castello Branco, afirmou recentemente que eles não seriam eficientes. No entanto, para a professora da Unifesp, Ana Carolina Leister, os contratos de partilha são aqueles que permitem maior adaptação das partes ao trade off entre risco exploratório e propriedade dos hidrocarbonetos que caracteriza o setor petrolífero. Mais do que isso: ela defende, sob o ponto de vista desse trade off, a adoção de um portfólio mais variado de contratos pelo setor, em vez da adesão a uma única modalidade contratual.

“A economia dos contratos adota uma perspectiva de que a complexidade do contrato, ou seja, a especificação de um conjunto de eventos futuros maiores e de um esquema de incentivos mais adequado a esses diferentes eventos futuros, torna esse contrato mais adaptável. O approach da economia dos contratos é combinar elementos de contratos mais simples e criar contratos mais complexos”, afirma ela, que é Pós-Doutora em Economia pela USP e Doutora em Direito do Estado e em Filosofia, também pela USP. Ela palestrou em evento organizado pelo RCGILex via Google Meet nesta quinta, 21.05. Clique aqui para acessar a gravação da palestra em nosso canal no Spotify.

Contrária à visão de boa parte dos especialistas, ela afirma que faz mais sentido, tanto para a União quanto para as contratadas, dispor legalmente de um portfólio de contratos do que ter prevista em legislação única modalidade contratual para o segmento de E&P. “A iniciativa privada pode fazer tudo aquilo que não é proibido por lei. Ela pode usar os chamados contratos típicos, mas pode também criar modalidades contratuais novas, adaptados a suas necessidades, contanto que não vedadas por lei – os chamados contratos atípicos. Já a administração pública se comporta segundo o regime de legalidade positiva: só pode fazer o que a lei autoriza. Acontece que, em regra, o objeto a ser realizado por um contrato na esfera da administração públicaé muito mais complexo  do que os objetos dos contratos da iniciativa privada. E, se o objeto é mais complexo, por que o Estado só pode fazer uso de uma modalidade contratual?”, questiona Ana Carolina.

Meio termo – Além de defender um portfólio maior de contratos na indústria de petróleo, ela afirma que, sendo o contrato de partilha um meio termo entre os contratos de concessão e de prestação de serviços, ele permite maior adaptação diante do trade off entre risco e propriedade tão característico do setor. “A minha proposta foi trabalhar com contratos de E&P não em termos de suas diferenças jurídicas, mas representando-os em uma mesma baliza, na qual estou considerando, principalmente, riscos exploratórios e geológicos, ou seja: riscos envolvidos na viabilidade econômica e na possibilidade da existência de reservas viáveis economicamente em determinas regiões.  Em uma ponta da baliza estão os contratos de concessão, em que há mais riscos exploratórios envolvidos, e do outro lado os contratos de prestação de serviços, em que há menos riscos. Os contratos de partilha estão a meio caminho.”

Segundo ela, para que o negócio seja atrativo para as empresas multinacionais privadas, para estatais de outros países e para o pais hospedeiro, é necessário contrapor o risco à propriedade. “Quando há mais risco exploratório envolvido, adota-se a modalidade contratual de concessão, em que os riscos exploratórios são imputados à contratada. O problema é que todo risco será precificado de alguma forma. E a iniciativa privada é avessa ao risco. Assim, quanto maior o risco exploratório, menor o interesse do setor privado, e maior o seu poder de barganha. Para contrapor essa maior assimilação de risco, concede-se a propriedade do bem explorado à concessionária”, resume. 

Nas áreas onde o risco exploratório é menor, caso do Pré-sal, faz mais sentido a adoção de um contrato de partilha ou de serviço. Na partilha, afirma Ana Carolina, o risco é menor, o que atrai as multinacionais, mas a propriedade dos bens obtidos é compartilhada com a União. “O contrato de partilha é uma modalidade mais complexa, que fornece um trade off mais adaptável a circunstâncias, seja de médio ou de curto prazo. O próprio Estado, nos contratos de partilha de produção, pode dividir o risco exploratório com as privadas, ou outras estatais, que é o que vem acontecendo no Pré-sal, principalmente com as estatais chinesas.” Segundo ela, os contratos de partilha também se prestam mais à necessidade de controle de estoques, pois neste caso o Estado compartilha o recurso.

Apesar de tudo isso, os contratos de partilha parecem não ser consenso nem na indústria, nem entre parte da academia. Em outubro de 2019, por ocasião do leilão de áreas de cessão onerosa, o professor Ildo Sauer, do Instituto de Energia e Ambiente, ex-diretor de Gás e Energia da Petrobras, e o geólogo Guilherme de Oliveira Estrella, ex-superintendente do CENPES, lançaram uma nota técnica de avaliação do leilão do óleo excedente dos campos da cessão onerosa, áreas concedidas à Petrobrás pela União por meio da Lei 12.176/10. Na nota, eles afirmam que tanto os contratos de concessão quanto os de partilha comprometem a possibilidade de governos futuros atuarem para preservar o interesse nacional e a soberania, e que nenhum deles permite controle de produção. Eles defendem os contratos de serviços.

“Outra questão merecedora de profunda análise é a necessidade de controlar o ritmo de produção para permitir a coordenação com a OPEP e demais países exportadores, visando o controle do preço e maximização da geração de renda, e também o modelo regulatório adotado, pois dele dependerá a repartição da destinação do excedente econômico. Nem o modelo de partilha nem o de concessão tem a flexibilidade para impor este controle estratégico. Ambos os regimes outorgam contratos de natureza microeconômica que buscam a aceleração da produção para geração de caixa. Não está na alçada dos consorciados nesses contratos a preocupação estratégica e geopolítica, obrigação do Estado”, diz a nota técnica.

Para Ana Carolina, os contratos de serviços podem ser desvantajosos no caso da manutenção da desverticalização da indústria do petróleo promovida pela EC n°9/1995, ou quando a capacidade do estado ditar uma exploração muito lenta dos recursos do Pré-sal.

Já o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que reúne empresas do setor de óleo e gás, defende a volta dos contratos de concessão, por serem, segundo a instituição, de fácil leitura para o mercado e de fácil aplicação. “O contrato de concessão é sabidamente mais relacionado a uma melhor eficiência de alocação dos recursos por parte das empresas interessadas, dos investidores”, afirmou a presidente do órgão, Clarissa Lins, em recente webinar sobre o futuro do setor petróleo e gás realizado pela Epbr e a Amcham. Segundo ela, com o fim da era dos grandes campos, o regime de concessão é mais atraente para os investidores.    

A palestrante crê ser lamentável que o país pense em abrir mão de uma modalidade de contrato cuja contabilidade possibilita tanto o acesso ao controle de estoques desse recurso, para que o país possa desenvolver sua cadeia produtiva, quanto aos recursos financeiros dele obtidos, e que seriam destinados a um Fundo Social, como reza a Lei 12.351/10.

“O contrato de partilha é mais complexo, mas uma maior complexidade não pode ser vista como algo ruim, ao contrário: na economia dos contratos, é essa complexidade que possibilita uma melhor calibragem dos pagamentos devidos pelo consórcio à União – em pecúnia, por meio de royalties ou participações especiais, ou do bem in natura, com a partilha dos hidrocarbonetos. O problema do contrato de partilha é que os governos seguintes, em vez de avançarem na motivação que inspirou os marcos regulatórios para o Pré-sal, passou a desconstituí-la, caso da Lei n° 13.365/2016. O que vigora hoje é uma tendência de desconstituir o papel do Estado apenas em favor do mercado, em um mundo onde o Estado torna-se cada vez mais importante – haja visto seu papel nessa pandemia –, além do afã de vender uma commodity a ‘preço de banana’, sem introduzir maior valor agregado. Creio que a ‘maldição do petróleo’, para nosso país, também é a ‘maldição das commodities’: vamos nos manter como um país produtor de bens de pouco valor agregado”, resume ela. A abordagem da professora é uma solução de meio termo entre a alternativa do mercado (contratos de concessão) e a estatal (contratos de serviços).

Efeito pandemia – Ana Carolina ressalva que, no contexto atual, de queda de demanda por conta do COVID-19 e da guerra de preços entre os principais produtores (Rússia e OPEP), pode ser que a adoção dos contratos de partilha atribua ao país reservas com as quais ele terá de lidar mesmo tendo em vista sua reduzida capacidade de estocagem. “O Brasil está se preparando para a queda na demanda, mas está exportando, segundo disse o presidente da Petrobrás em entrevista recente. Lembrando que o Petróleo do Pré-sal tem o Brent como referência de preço, que não chegou a níveis negativos como o benchmark WTI. Agora, se o Brasil adota o contrato de partilha e tem reservas estratégicas, ele teria de ter se preparado para aumentar a capacidade de estocagem e, assim, fazer uso da parcela do excedente em óleo a qual, neste caso, faria jus.”

De acordo com ela, a crise deflagrada pela pandemia gerou saturação da capacidade de estocagem dos reservatórios no mundo todo – oleodutos, cavernas, vagões tanque… “Com isso, o que está acontecendo é que o valor do frete do petróleo aumentou, porque o modal está sendo usado para armazenamento de óleo, e não para transporte, que é seu fim. O frete provavelmente se manterá alto por um período de tempo razoável.”

Segundo Ana Carolina, os contratos com entrega mais próxima passaram a ter comportamento diferente do normal diante dos efeitos da pandemia sobre a demanda e da guerra de preços iniciada entre Rússia e OPEP. “Geralmente, os contratos de curto prazo entregam óleo a preços mais altos. E isso mudou: os contratos com entrega de curto prazo passaram a ter um preço menor.”

Nos EUA, a expectativa é de quebra de parte da indústria do shale gas, cujo nível de endividamento é alto. “Existe uma tendência de que tudo isso vá gerar uma possível quebra de parte das empresas de shale gas nos EUA. Alguns analistas não falam propriamente em quebra, mas em reestruturação de mercado: as pequenas empresas deverão abrir falência e as grandes irão aumentar seu portfólio ode shale gas.”

Coordenado pela Professora Hirdan Katarina de Medeiros Costa, o RCGILex está ligado ao Fapesp Shell Research Centre For Gas Innovation (RCGI), iniciativa que reúne mais 350 pesquisadores com foco em redução de emissões e na transição energética. A palestra proferida por Ana Carolina (“Petróleo: recurso estratégico ou commodity? Adequação do marco regulatório no Brasil”), faz parte de uma série de eventos on line organizada pela equipe do RCGILex que aborda as perspectivas da transição energética sob o impacto da pandemia de COVID-19.

Imagem: Pré-sal petróleo S/A (PPSA)

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