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Atualizado em 8 de dezembro 2009

Investimento para P&D no Pré-Sal
Novo marco regulatório não prevê percentual fixo de receita para
P&D; haverá concorrência entre as áreas por dinheiro do Fundo Social

O novo marco regulatório para o setor de petróleo e gás natural, previsto para vigorar nos campos do pré-sal, não traz medidas que assegurem um percentual fixo de recursos para as atividades de pesquisa e desenvolvimento (P&D), como ocorre hoje com a atual regulamentação do setor, cuja base é a lei 9.478/1997, a chamada lei do petróleo. Ela estabeleceu o sistema de concessão para exploração de petróleo e gás natural no Brasil e, nos contratos de concessão de campos de alta produtividade, fica estabelecido o aporte de 1% do valor produzido, na forma de participação especial, em atividades de P&D. A lei 9.478 também prevê que uma parte dos royalties sejam destinados ao Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT). A única medida que direciona recursos do pré-sal ― e, no caso, para ações de ciência e tecnologia ― está no projeto de lei 5.940/2009, que cria o Fundo Social. Nele será depositada parte dos recursos gerados pela partilha de produção e pelos royalties pagos pelas empresas que exploram petróleo. Apenas o percentual que cabe à União será direcionada ao Fundo ― uma outra parte dos recursos da partilha e dos royalties vai para os Estados e os municípios. A área de ciência e tecnologia vai competir com outras no Fundo Social, pois seus recursos poderão ser aplicados também em combate à pobreza, educação, cultura e sustentabilidade ambiental.

"Não há nada específico para P&D na nova regulamentação", afirmou Adilson de Oliveira, professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), em entrevista para Inovação. No regime atual, 1% das chamadas participações especiais vai para P&D. A participação especial é uma taxa cobrada nos contratos de concessão para blocos com grande produtividade ou rentabilidade. A alíquota da participação especial cobrada varia de 10% a 40%. "No novo regime, todo o recurso vai para o Fundo Social e os gestores do Fundo vão decidir quanto vai para P&D", explica o economista. Ele prevê que haverá competição entre as diversas áreas que devem receber recursos do Fundo. "Para P&D, [esse novo marco] é pior, por não ter um mecanismo específico para apoiar só essas atividades", afirma.

Osvair Trevisan, diretor do Centro de Estudo do Petróleo (Cepetro), da Unicamp, lembra que as universidades estão avançando muito no Brasil por conta das necessidades da Petrobras na exploração de petróleo em águas profundas e, agora, das novas demandas em P&D geradas pelo pré-sal. Ele atribui esse movimento aos investimentos previstos no marco regulatório vigente até o momento. "Sem dúvida, isso foi um marco no setor, alavancou a questão da tecnologia para petróleo no Brasil. Na regulamentação que está em discussão, não observo nenhuma previsão semelhante ao que está em vigência hoje", apontou Trevisan para Inovação. Segundo ele, mesmo o Fundo não criará nada parecido com o que existe na regulamentação atual. "O pré-sal duplica a produção que temos hoje; é um montante significativo, mas infelizmente não encontrei nenhuma provisão para P&D semelhante a essas que garantiram esse grande salto que tivemos no Brasil recentemente", lamenta.

Dinheiro também vai para fundo setorial do petróleo

Além do dinheiro da participação especial, uma parte dos recursos recolhidos das empresas exploradoras pela União na forma de royalties vai para o Fundo Setorial do Petróleo e Gás Natural (CT-Petro), criado em 1999. A receita total do CT-Petro vem desses royalties, uma compensação financeira paga mensalmente à União pelas empresas que obtiveram concessão de exploração de reservatórios de petróleo e gás no Brasil a partir do momento em que começam a produção. O Executivo redistribui esses recursos. Além do Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT), recebem dinheiro desses royalties, hoje, os Estados, os municípios, o Comando da Marinha do Brasil, e um Fundo Especial, administrado pelo Ministério da Fazenda.

O CT-Petro integra as receitas do Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) do MCT, que é formado por outros 16 fundos setoriais. Cabe à Finep, agência de fomento do MCT, administrar os recursos do FNDCT. Entre os fundos setoriais do MCT, o CT-Petro é o que mais arrecada: são R$ 150 milhões, em média, repassados para projetos do setor de petróleo e gás, segundo reportagem divulgada pela Finep na edição número 7 da revista Inovação em Pauta.

A agência diz que, até 2006, foram investidos mais de R$ 700 milhões em mais de mil convênios assinados com universidades, institutos de pesquisa e empresas para projetos em P&D. Há um programa específico para formação de recursos humanos, criado em 1999 pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em parceria com o MCT, totalmente financiado pelo Fundo. Hoje, de acordo com a Finep, 23 instituições de 13 Estados participam do Programa de Recursos Humanos (PRH) da ANP/MCT, totalizando 4.586 bolsas concedidas. Um total de R$ 184 milhões do CT-Petro foi direcionado para o programa ― R$ 70 milhões nos últimos três anos.

Diferenças no marco regulatório atual e em tramitação

Fora o PL 5.940, que cria o Fundo Social, existem hoje no Congresso Nacional outros três projetos de lei que regulamentam a exploração do petróleo do pré-sal, todos de 2009. O PL 5.938 trata do sistema de partilha de produção para as áreas que ainda não foram licitadas no pré-sal. O PL 5.939 cria a Petro-Sal, empresa com 100% de capital estatal, que tem por responsabilidade representar os interesses da União nos contratos de partilha da produção; monitorar e auditar os custos e investimentos nos contratos; e fazer a gestão dos contratos para comercialização do petróleo e do gás natural da União. Já o PL 5.941 cria o sistema de cessão onerosa de direitos. Esse sistema prevê que a União possa conceder à Petrobras, sem licitação, o direito de exercer atividades de exploração e produção, por sua conta e risco, em determinadas áreas do pré-sal, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.

Até a lei do petróleo de 1997, a Petrobras tinha o monopólio na exploração e produção de petróleo no Brasil. Com o marco criado naquele ano, o sistema em vigor passou a ser o da concessão: o governo faz uma licitação e a autora da melhor proposta explora o bloco licitado. Vence a licitação a empresa que oferecer o maior bônus de assinatura (um valor oferecido à União pelo direito de assinar um contrato de concessão), o maior índice de nacionalização (quanto de equipamentos, serviços e tecnologia feitos no Brasil a empresa iria comprar para operar o bloco), e um programa de trabalho mínimo considerado adequado pelo governo para a exploração e produção do bloco. No sistema de concessão, os riscos das atividades de exploração e produção são da empresa, não há interferência da União no ritmo dos projetos e a participação governamental nos lucros é proporcional aos volumes de petróleo produzidos. Esse sistema é adotado hoje pelo Brasil, pelo Canadá, pelos Estados Unidos, pela Noruega e pela Grã-Bretanha.

No sistema de partilha proposto pelo governo, os riscos das atividades são assumidos pelas contratadas, que serão ressarcidas apenas se fizeram descobertas comerciais. A União poderá estabelecer contratos de duas formas: exclusivamente com a Petrobras ou a partir de licitações, com livre participação das empresas. O PL 5.398 prevê que a Petrobras seja operadora única e detenha um percentual mínimo de 30% em todos os consórcios, mesmo os que vão para licitação. Os contratos preveem pagamento de royalties e bônus de assinatura fixos, como já prevê a lei do petróleo. Contudo, o bônus vai ser negociado caso a caso, e não mais será pré-definido pela União durante a licitação. O PL 5.398 determina ainda que a participação especial continuará a ser paga pelas empresas de acordo com a lei do petróleo até que seja criada uma regulamentação específica para o assunto.

Os países que adotam o sistema de partilha são: Angola, Arábia Saudita, Argélia, Azerbaijão, Catar, China, Emirados Árabes Unidos, Indonésia, Irã, Iraque, Kuweit, Líbia, México, Nigéria e Venezuela. "Em geral, os países menos democráticos, onde as decisões são tomadas mais em gabinete que às claras, são os que adotam o sistema de partilha. Certamente é um modelo menos transparente", critica Trevisan. Dois países adotam um sistema misto, com concessão e partilha, dependendo do caso: Rússia e Cazaquistão.

Polêmica: Petrobras como operadora exclusiva

Está justamente na colocação da Petrobras como operadora exclusiva um dos pontos polêmicos do novo marco regulatório proposto para o pré-sal pelo Poder Executivo. A empresa operadora é responsável por conduzir a atividade de exploração e produção de petróleo e gás, a partir das deliberações de um Comitê Operacional, a ser formado pela Petrobras, pela Petro-Sal e, quando houver licitação, pela vencedora. A operadora providencia recursos humanos e materiais para execução das atividades. "A Petrobras, como operadora, determinará as compras, o projeto, a tecnologia, e vai dominar a atividade industrial no ramo", explica Trevisan. Cabe à operadora, por exemplo, viabilizar a utilização de novas tecnologias e fazer as contratações necessárias para executar as operações.

No caso de blocos de produção licitados nos quais a Petrobras seja minoritária, o papel da empresa vencedora será, basicamente, o de aportar recursos financeiros, acrescenta Adilson de Oliveira, da UFRJ. "Como a Petrobras é operadora, a empresa poderá debater a condução do desenvolvimento do campo, mas seu papel é pequeno", explica. O PL prevê que a Petrobras pode participar da licitação e ampliar sua participação mínima, de 30%, e ser, inclusive, a vencedora.

O governo justifica a escolha do sistema de partilha e a opção de ter a Petrobras como operadora exclusiva com o argumento de que a empresa poderá defender e colocar em prática as diretrizes de contratação preferencial de bens e serviços no mercado nacional, ampliando as possibilidades de negócios para os fornecedores locais. Ou seja, seria um instrumento de incentivo para a cadeia de fornecedores do setor de petróleo e gás nacional. Também alega que isso garantiria a manutenção do domínio tecnológico nas mãos do Brasil, já que cabe à operadora definir e aplicar as tecnologias.

Críticos afirmam que cadeia de fornecedores pode ser prejudicada

Já os críticos da mudança do sistema de concessão para partilha enxergam riscos. "Na economia, em geral não observamos o monopólio como a maneira mais benéfica de conduzir uma atividade econômica. Até pode ser benéfico num curto período de tempo, mas no médio e no longo prazo é ruim", aponta Trevisan. Para ele, o monopólio não ajuda a empresa a ter mais eficiência em sua atividade. Tanto assim que a Petrobras era uma empresa acanhada, que não conseguia se projetar no cenário mundial, diz ele. "Isso mudou radicalmente com a quebra do monopólio. É possível notar isso em todos os níveis da empresa. A Petrobras aprendeu a negociar contratos, a participar de atividades conjuntas com outras empresas, a se colocar", afirma.

Do ponto de vista do incentivo aos fornecedores, o monopólio também pode causar problemas, pois eles venderiam essencialmente para apenas um cliente, a Petrobras. "Basta se colocar na posição de um produtor de válvulas para a área de petróleo, por exemplo, e imaginar que só uma pessoa vai comprar seu produto. Você fica na mão do gerente que trabalha nessa empresa", completa Trevisan. José Sergio Gabrielli, presidente da Petrobras, disse em palestra apresentada no seminário "O Contexto Energético e as Perspectivas do Pré-Sal e o Modelo de Organização da Indústria no Brasil", promovido no dia 1º de dezembro na USP pelo Instituto de Estudos Avançados (IEA), em São Paulo, que 74% do fornecimento para a Petrobras, hoje, é nacional. Segundo ele, a empresa tem atualmente 420 termos de cooperação tecnológica com seus fornecedores.

Adilson de Oliveira, da UFRJ, que também participou do seminário na USP, reconhece que a nova regulamentação abre caminho para uma mudança na escala da indústria brasileira do setor de petróleo e gás. "Podemos ser o terceiro ou quarto polo fornecedor do mundo e atender o mercado do Atlântico Sul, incluindo a costa africana", destacou ele em sua apresentação no encontro. Contudo, ele lembrou que estudos do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp) já mostraram as deficiências de competitividade das indústrias que atendem o setor. "Praticamente todos os setores [das empresas fornecedoras] terão de ampliar sua capacidade de atender a Petrobras", destacou.

Ele disse ainda que há uma gama de produtos novos que não são produzidos aqui, mas que poderão ser nacionalizados porque o Brasil passará a ter escala para absorvê-los com a exploração do petróleo no pré-sal. "Mas não temos capacitação tecnológica. Nossos fornecedores gastam pouco em P&D e o conhecimento que obtiveram veio, basicamente, da própria Petrobras. Existe um distanciamento enorme entre esse parque industrial e as universidades", acrescentou o economista.

Controle do Estado

Outro argumento do governo a favor do sistema de partilha e da operadora única está no fato de o petróleo e o gás natural serem recursos estratégicos, que envolvem a política e a segurança energética do País, cabendo, então, maior controle do Estado sobre ele. Mas, para Osvair Trevisan, o modelo de concessão em vigor já permite bom controle estatal da exploração e produção de petróleo. "A Noruega, por exemplo, determina a velocidade com que os campos são licitados, a velocidade com que os campos são explorados e produzem. Aqui, a ANP já tem esse poder. Não é preciso criar nada novo, temos isso previsto na lei do petróleo", diz ele.

"Não tem sentido fazer um sistema de partilha para manter aqui o domínio tecnológico. Isso já estava sendo feito com os mecanismos previstos na regulação atual, como o das compras locais. Basta exercitar esses mecanismos, o que já não é tarefa simples", completa Trevisan. Para ele, a legislação existente é bastante adequada. "Não acho [a nova regulamentação] um progresso. Considero que estamos andando para trás", conclui.


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