Ministério de Minas e Energia defende a escolha do modelo de partilha

17/06/2015 - 16:19  

O secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida, defendeu o modelo de partilha adota para a exploração do petróleo do pré-sal.

Ele explicou que o modelo de partilha é compatível para as áreas do pré-sal. “No regime de partilha o Estado repassa o risco e divide o lucro. O risco é da empresa, mas a expectativa de produção é boa. O modelo de partilha no pré-sal tem baixo risco, elevadas descobertas e grande produtividade por poço”, disse.

Produção no pré-sal
Almeida apresentou dados a respeito do potencial da exploração do pré-sal, que é de 40 a 50 bilhões de barris. Ele comparou a produção do Golfo do México americano que, segundo ele, em 33 anos produziu 13,5 bilhões de barris. “Só o campo de Libra tem entre 8 e 12 bilhões de barris”, disse.

A produção do pré-sal, hoje, é de 726 mil barris por dia. “Somente sete poços produzem mais de 40 mil barris por dia. Para se ter ideia, Sergipe inteiro produz 40 mil barris por dia. A Bahia produz 100 mil barris por dia. Ou seja, dois poços e meio do pré-sal produzem o mesmo que a Bahia. No pré-sal existem 20 poços que produzem mais de 20 mil barris por dia”, contabilizou.

Modelos de exploração
No Brasil, a União é proprietária do petróleo, mas a extração pode ser feita por empresas ou consórcios mediante diversas formas de pagamento, como os royalties, que dependem do sistema vigente.

Até 2010, o Brasil usava exclusivamente o regime de concessão. A partir daí, foram instituídos pelas leis 12.276/10 e 12.351/10 os sistemas de cessão onerosa e partilha de produção. Os três modelos são usados atualmente.

O modelo de concessão é normalmente usado em caso de risco exploratório médio ou alto. O concessionário assume todos os riscos e investimentos de exploração e produção e passa a ser proprietário do petróleo e do gás depois de pagar à União tributos incidentes sobre a renda, royalties, participações especiais e pagamento pela ocupação ou retenção de área.

Já o modelo de partilha é usado em caso de baixo risco exploratório. O contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração e produção e vence a licitação quem pagar maior bônus pela área e oferecer à União maior participação no volume de óleo produzido. Nesses casos, a Petrobras, como determina a Lei 12.351/10, atua sempre como operadora, com uma participação mínima de 30%.

No Brasil, é adotado para as atividades de exploração e produção em áreas do pré-sal que não se encontravam sob o modelo de concessão antes de 2010 e em áreas estratégicas.

Já o modelo de cessão onerosa é usado em áreas do pré-sal que não estão sob o modelo de concessão, limitadas ao volume máximo de 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. Nessas áreas, a Petrobras arca com todos os custos e assume os riscos de produção.

Reportagem – Antonio Vital
Edição – Natalia Doederlein