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quarta-feira, 23 de outubro de 2013

ENTENDA A DIFERENÇA ENTRE OS MODELOS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO

 Via Jacob Blinder
ENTENDA A DIFERENÇA ENTRE OS MODELOS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
BBC  Brasil Atualizado em  21 de outubro, 2013


1) Modelo Concessão

As primeiras regras de exploração, estabelecidas no final da década 1930, determinavam que o petróleo pertenceria à União, mas as empresas poderiam explorar sob o modelo de concessão. Neste regime, o governo concede ao setor privado, por meio de licitação, o direito de exploração dos campos. O concessionário é dono de todo o petróleo que extrair. Em contrapartida, o governo recebe uma remuneração, que são os chamados os royalties. Esse regime vigorou até 1958, com a criação da Petrobras, que passou a deter o monopólio de exploração. Em 1997, porém, o governo do então presidente Fernando Henrique Cardoso, decidiu voltar com o modelo de concessão, abrindo o mercado para a entrada de outras empresas privadas, incluindo estrangeiras. Desde então, vieram para o País grandes grupos como a Chevron e o BG. A concessão é utilizada para áreas consideradas não estratégicas e que não envolvam o pré-sal.


O que as empresas têm de pagar para o governo 

A concessionária paga royalties, que são uma espécie de imposto sobre faturamento, cuja alíquota mínima é de 5%, e a máxima, de 10%. Além dos royalties, a empresa terá de pagar um bônus de assinatura, que é um pagamento feito pela empresa para ter direito de explorar a área. O valor do bônus de assinatura pode determinar a vencedora do leilão: ganha quem oferecer o maior valor (incluindo outros critérios como participação de equipamentos produzidos no País e plano de exploração). O bônus de assinatura não chega a representar 10% da arrecadação governamental. Para os campos de alta produtividade, as concessionárias devem pagar uma de participação especial, que pode chegar a 40%.


2) Modelo Partilha

O modelo de exploração por partilha da produção começou a ser formulado em 2008, logo após a descoberta do campo de Lula, na costa do Rio de Janeiro. Ele regulamenta a exploração de campos estratégicos, em que há grande volume de produção, como o pré-sal. As empresas inscritas para esse certame terão de oferecer um valor mínimo de R$15 bilhões para explorar Libra. Os 1,4 milhão de barris que serão potencialmente extraídos por dia dessa reserva serão de propriedade do governo, e não das empresas, como acontece no modelo de concessão. Do petróleo extraído, pelo menos 41,6% será da União, mas vencerá a disputa quem ampliar essa fatia. A empresa vencedora terá a Petrobras como sócia, que será operadora obrigatória com no mínimo 30% de participação. A Pré-sal SA (PPSA), estatal criada pelo governo, vai ser dona da metade dos assentos do comitê operador do consórcio que vencer Libra.


O que as empresas têm de pagar para o governo 

No regime de partilha, a União é dona de todo o petróleo extraído. Neste modelo, a extração fica por conta das empresas, que terão de investir na operação. A emperesa também deverá pagar royalties e bônus de assinatura, e empregar 1% da receita em inovação e pesquisa. |A concessionária terá direito a receber, em óleo, uma restituição do custo de exploração. Essa parcela é chamada de óleo excedente, ou seja, a parcela de óleo que excede os custos de exploração.
Fontes: Luís Pacheco, do escritório Veirano Advogados, especialista em petróleo e Paulo Springer, mestre em Economia pela USP, consultor do Senado Federal.
Cinco pontos explicam novo modelo exploratório do pré-sal
O leilão do campo de Libra foi o primeiro a ser realizado sob vigência do novo marco regulatório para a exploração petrolífera no Brasil.
Saiu vencedor o consórcio formado pela francesa Total, pela americana Shell, pelas chinesas CNPB e CNOOC, e pela Petrobrás, após um leilão marcado por protestos. Aprovado em 2010 para o desenvolvimento das reservas do pré-sal, o novo modelo substituiu o regime de concessões pelo regime de produção partilhada. O modelo garante uma participação ampla da Petrobras e de entes estatais na exploração dos poços, ainda que em parceria com empresas privadas.
Abaixo, a BBC explica em 5 pontos o que mudou com tal modelo:
a) Propriedade do petróleo
Uma diferença básica entre o regime de concessões e o de produção partilhada é que, no primeiro, as petrolíferas são donas do petróleo produzido, enquanto que no segundo o petróleo é da União.
b) Remuneração das empresas
Como consequência da diferença acima, no modelo de concessões, as empresas privadas remuneram o Estado pelo "direito" de extrair petróleo por meio de royalties, impostos e de um bônus de assinatura (pagamento feito de imediato ao assinar o contrato).Já no novo modelo além de o Estado receber os royalties, impostos e bônus de assinatura, também "recebe" das empresas o petróleo extraído das reservas em questão.Na prática, as petrolíferas privadas são "remuneradas" pelo Estado por seus investimentos com parte da produção.No caso de Libra, por exemplo, o edital do leilão estabelece que a União ficará com um mínimo de 41,65% do chamado "lucro-óleo" - o petróleo produzido depois de descontados os custos de produção.
No leilão, o bônus de assinatura é fixo (R$ 15 bilhões) e a petrolífera vencedora será a que se dispuser a abrir mão de uma fatia maior desse lucro-óleo em favor da União.Já em um leilão de concessão em geral vence quem oferece o maior bônus de assinatura ou mais royalties ao Estado.
c) Participação da Petrobras
No modelo adotado pelo Brasil em 2010, a Petrobras tem uma parcela mínima de 30% em todos os projetos do pré-sal e só os outros 70% é que vão a leilão.
A estatal também pode se juntar a um dos consórcios competindo por esses 70% para aumentar sua parcela nos projetos.Além disso, ela é a "operadora" dos campos, ou seja, é responsável pela administração e decisões estratégicas, o que lhe dá controle sobre todo o processo de produção - desde a tecnologia que será utilizada até o ritmo de exploração.Em um regime de concessão, as operadoras seriam as empresas privadas."Na prática, no novo modelo as empresas estrangeiras são quase que simples financiadoras dos projetos", acredita Carlos Assis, especialista em gás e petróleo da consultoria EY.
d) Estatal do pré-sal
No novo modelo, também será criada uma estatal para supervisionar a exploração do petróleo do pré-sal - a chamada Pré-sal Petróleo SA, ou PPSA.
A empresa seria instalada a princípio em uma sala da Agência Nacional do Petróleo (ANP), segundo o jornal Valor Econômico, mas poderia chegar a ter 180 funcionários. Não está claro até que ponto a PPSA interferirá nos projetos e como se relacionará com as empresas.A ideia, porém, é que tenha poder de veto sobre decisões estratégias - o que, para analistas como Assis e Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura, amplia as incertezas dos investidores privados.
e) Conteúdo nacional
No novo modelo também foram incluídos requerimentos sobre o conteúdo nacional dos projetos.O percentual mínimo de componentes brasileiros usados na operação tem de ser de 37% na fase de exploração, 55% na fase de desenvolvimento até 2021 e 59% depois desse ano.Segundo analistas, há dúvidas sobre a capacidade da indústria nacional conseguir suprir as necessidades de bens e serviços de alto valor agregado dos projetos nesses prazos
3) Modelo Prestação de Serviços
 Uma empresa é contratada para realizar as atividades de exploração e produção e tem seus serviços pagos segundo metodologias contratuais predefinidas. Nesse modelo, toda a produção normalmente é de propriedade do Estado. Cerca de 80% das reservas mundiais estão em países que adotam o modelo de partilha ou sistemas mistos, que misturam características de mais de um modelo, mas sempre com maior controle do Estado sobre as atividades de exploração e produção. Os setores mais nacionalistas do Brasil preconizavam o Modelo de Prestação de Serviços como ideal para ser incorporado no Marco Regulatório do Petróleo, o que não aconteceu.
LEILÃO DE LIBRA FOI UM SUCESSO?
Pablo Uchoa Da BBC Brasil em Washington
Atualizado em  22 de outubro, 20
"Sucesso" para o governo, "aquém" nas palavras do mercado. As opiniões divergentes sobre o leilão da maior bacia petrolífera do Brasil, o campo de Libra, ilustram um caso típico de resultado que pode ser visto sob uma ótica positiva ou negativa, dependendo de onde se enxergue
Ótica negativa: sob o novo marco para a exploração do petróleo, aprovado em 2010, não se viu a participação maciça de empresas estrangeiras, como era a aposta de apenas alguns meses atrás.
Apenas um consórcio apresentou oferta e o governo vai receber o mínimo estipulado nas regras – um bônus de assinatura de R$ 15 bilhões mais 41,65% do petróleo produzido após descontados os custos de produção (o chamado lucro-óleo).
Ótica positiva: o resultado não foi simplesmente um "acordo de estatais" entre a Petrobras e suas equivalentes chineses, como temiam alguns críticos, mas atraiu duas gigantes privadas do setor, a francesa Total e anglo-holandesa Shell, que juntas detêm 40% da empreitada.
Se o governo receberá pagamento mínimo pelo acordo, isso também quer dizer que o negócio é mais lucrativo para a Petrobras, um alívio para uma empresa com problemas de caixa e cuja capacidade de operar todas as bacias, como requer o modelo, sempre foi questionada pelos críticos.
Referindo-se ao resultado, a diretora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, disse que "sucesso maior que este é difícil de imaginar".
"A qualidade técnica que conseguimos reunir, com empresas como a Petrobras, que explora e produz 25% do petróleo em águas profundas do mundo e alterna recordes com a Shell, que também está no consórcio, vai entrar para a história do país", disse a presidente da ANP.
Descontando o entusiasmo
Mas analistas ouvidos pela BBC Brasil preferiram descontar o entusiasmo, acreditando que as razões para questionar o modelo até agora continuam válidas. "Apesar de haver um consórcio vencedor com duas empresas privadas internacionais, a participação ficou aquém do que era esperado", disse Marcelo Torto, da corretora Ativa, no Rio de Janeiro. "Houve interesse, mas algumas questões continuam pesando muito e afastando os investidores estrangeiros do pré-sal." Torto sintetizou os questionamentos do mercado em três linhas principais. Primeiro, há as dúvidas sobre a capacidade da Petrobras de arcar com os pesados investimentos inerentes ao seu protagonismo no modelo.
Segundo, ele disse, ainda não está claro o poder de interferência que terá a estatal recém-criada para gerir os contratos do pré-sal, a PPSA, nas decisões estratégicas do consórcio. Entoando o coro do mercado, Torto avaliou que a falta de "regras mais claras" sobre os poderes de veto da PPSA traz insegurança para investidores.Por fim, o especialista explicou que as exigências das regras de conteúdo local implicam temores de atrasos e possíveis aumentos de custo "que poderiam ser reduzidos se navios e plataformas pudessem ser encomendados de outros fornecedores internacionais".
Na disputa pelo modelo mais adequado, o governo até agora ganhou as quedas de braço com os críticos. Mas há quem acredite que as mudanças na dinâmica da economia global e brasileira, assim como da geopolítica das fontes de energia globais, podem obrigar o Brasil a relaxar as regras para os futuros leilões do pré-sal.
"Se o governo quiser acelerar os investimentos e o crescimento, vai olhar para o setor do petróleo como uma fonte para isso", disse à BBC Brasil o especialista em América Latina da consultoria Eurasia Group, em Washington, Luiz Augusto de Castro Neves.
"Para tanto, precisa propiciar mais abertura para o investimento estrangeiro, e isso demanda uma flexibilização maior das regras."
'Bilhete de loteria'
Seis anos atrás, quando foi descoberto o petróleo na camada pré-sal da costa brasileira, o então presidente Luiz Inácio Lula da Silva qualificou o potencial energético como "um bilhete de loteria" que o Brasil tinha ganhado.
Isso foi, entretanto, antes do advento de novas fronteiras no campo da energia, como a exploração de gás de xisto nos EUA, uma alternativa que os analistas acreditam capazes de transformar o panorama energético mundial.
Um dos efeitos até 2035 pode ser que os Estados Unidos deixem de ser importadores e passem a exportar energia, com os correspondentes efeitos sobre o preço do petróleo no mercado internacional.
Castro Neves diz que as recentes descobertas de petróleo e gás em outros países do mundo colocam o Brasil na posição de competir pela atenção dos investidores com economias que oferecem outras vantagens para as empresas que pretendem atrair.
É um ambiente global muito diferente daquele em que o governo brasileiro delineou as regras que esperava impor às companhias interessadas em participar do pré-sal, afirma o analista.
"Houve um excesso de confiança que gerou o modelo do pré-sal. Nos últimos três ou quatro anos, o mundo mudou", ele disse.
"O Brasil ainda é um ator promissor no campo energético mundial, mas está tendo de adaptar um pouco as suas políticas a esse cenário menos favorável."
Para Castro Neves, "cada vez fica mais claro que o pré-sal é um bilhete de loteria, mas com um prazo de validade", compara. "Se você não tirar (o petróleo) do chão a tempo, pode ficar tarde demais."
Incertezas políticas
Analistas acreditam que o governo já venha sinalizando uma boa vontade em rever algumas das regras do pré-sal para atrair mais investidores estrangeiros no futuro.
A dúvida é como isso poderia ser feito em ano de eleições presidenciais (em 2014) sem passar a impressão de se estar reconhecendo um erro, diz o analista da consultoria Eurasia.
Apesar das dificuldades, ele acredita que "seria um erro" não reavaliar o modelo do pré-sal diante do pouco interesse que tem gerado entre os investidores internacionais.
Um desafio para o Planalto será equilibrar o desejo do mercado por menos controle sobre os contratos petroleiros com as reivindicações dos protestos de rua que se opõem ao que chamam de "privatização" do setor e pedem, na via oposta, maior destinação de recursos do governo para a educação e a saúde.
Mesmo que consiga encontrar formas de caminhar sobre a corda bamba, avalia Torto, da corretora Ativa, as mudanças podem não conquistar a confiança dos investidores na intensidade desejada.
"Por um lado, podem vir melhorias (nas regras do pré-sal, na visão dos investidores)", ele diz. "Por outro lado, podem surgir incertezas porque você não tem a estabilidade do marco regulatório", completa o analista.

"Qualquer revisão do modelo pode ser positiva, mas também pode deixar os investidores com o pé atrás."

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