| Para o Campo de Trion, o primeiro critério para escolha da oferta foi o valor dos royalties, seguido, em caso de empate, do bônus de assinatura e do “carrego” da PEMEX no contexto do Joint Operating Agreement. Aliás, o carrego da PEMEX é essencial para a companhia em virtude das perdas registradas em seu balanço desde 2012.
No modelo mexicano, a fase exploratória é de 10 anos divida em 3 períodos exploratórios; a etapa de avaliação pode chegar até 3 anos e a fase de desenvolvimento a 22 anos, com a possibilidade de duas extensões totalizando 15 anos.
O México começou seu programa em dezembro de 2013, com a aprovação das reformas constitucionais necessárias para a abertura do setor de upstream, portanto muito depois da “Rodada Zero” no Brasil em 1998. O modelo mexicano de abertura de mercado foi em boa parte inspirado no regime brasileiro, mas teve o mérito de se adaptar rapidamente para tornar as regras mais atrativas a investimentos, logo após os resultados pouco convincentes da primeira fase da “Ronda Uno”. Decerto, a PEMEX não dispõe de corpo técnico nem de experiência em operação offshore semelhante à da Petrobras, mas soube até agora adaptar o seu papel no cenário mexicano em face da realidade mundial do setor.
No México, diferentemente do regime brasileiro o conteúdo local não integra a oferta, está previamente definido pelas regras do certame e varia em geral de 3% a 8% para a fase de exploração, e de 4% a 10% para a fase de desenvolvimento.
Em um ambiente cada vez mais competitivo para atração de investimentos em atividades de exploração de hidrocarbonetos, o sucesso da rodada mexicana impõe, portanto, uma reflexão profunda sobre a viabilidade do modelo de licitação de blocos exploratórios adotado no Brasil. Em outras palavras, estaria o atual modelo de outorga de concessão baseado na equação (bônus de assinatura) + (conteúdo local) + (investimentos no programa exploratório mínimo) adequado para atrair novos investimentos para o setor?
Parte dessa reflexão decorre da política de conteúdo local adotada pelo governo brasileiro nas ultimas rodadas de upstream, com percentuais mínimos segundo os parâmetros da Rodada 13 de 37% a 70% na fase de exploração, e de 55% a 77% na etapa de desenvolvimento, a depender da localização do bloco, se em águas profundas, rasas ou em terra.
A pergunta que se faz é se o conteúdo local deverá permanecer como parte integrante das propostas nos próximos leilões de blocos exploratórios, ou se deverá ser ao menos corrigido para contemplar investimentos no mercado local de bens e serviços ou para ampliar os itens dispensados do comprometimento de conteúdo local (“waiver”).
Outra reflexão decorre naturalmente da necessidade de se rever o contrato de concessão adotado pela ANP para nele inserir prazos mais realistas para o cumprimento do programa exploratório mínimo pelos concessionários, tendo em vista o cenário atual da indústria de O&G. No escopo dessa revisão, é de fundamental importância que se adote uma clausula arbitral em linha com as praticas internacionais de arbitragem, para reduzir as chances de conflito sobre a arbitrabilidade de questões relacionadas à concessão.
Mas, a principal reflexão a ser feita neste momento decorre das incertezas regulatórias que compõem o chamado “Risco Brasil”. Incertezas regulatórias que assumiram diversas facetas nos últimos anos, seja pelo cancelamento da Oitava Rodada em 2006 por determinação do CNPE, seja interrupção das rodadas entre 2008 e 2013, ou mesmo pela politização no processo de tomada de decisões dos órgãos reguladores nos últimos anos.
As incertezas em relação às instituições também se manifestam pela multiplicidade ineficiente de agentes (ANP, CNPE, MME e PPSA), controvérsias e conflitos de competência no upstream. A titulo de ilustração, podemos citar as controvérsias (i) entre a Petrobras e o TCU a respeito do modelo licitatório adotado pela companhia, (ii) entre a Petrobras e o Poder Judiciário sobre o programa de desinvestimento da estatal, (iii) entre a ANP e o CNPE sobre a competência para fixar os parâmetros do preço de referencia para cálculo dos royalties, (iv) entre os concessionários e a ANP sobre as obrigações de conteúdo local, (v) entre os concessionários e o Estado do Rio de Janeiro sobre a legalidade das novas incidências tributárias no setor de upstream etc.
O México se prepara para uma nova rodada de licitação em março de 2017 e o Brasil ao que tudo indica também promoverá rodadas para o pré-sal e pós-sal em 2017. Será que vamos mais uma vez sentir os efeitos da Tequila no País da Caipirinha? |
