NT Mexico 2016set
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INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
NO MÉXICO
GOVERNO FEDERAL MARCO REGULATÓRIO DA
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
MME/SPE INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
NO MÉXICO
Ministério de Minas e Energia
Ministro
Fernando Coelho Filho
NOTA TÉCNICA SPT-Abast
Secretário de Planejamento e Desenvolvimento
Nº 1/2016
Energético
Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa
Diretor do Departamento de Planejamento Energético
Eduardo Azevedo Rodrigues
URL: http://www.epe.gov.br
Sede
SCN, Qd. 01, Bl. C, nº 85, Sl. 1712/1714
70711-902 - Brasília – DF
Escritório Central
Av. Rio Branco, n.º 01 – 11º Andar
EPE-DPG-SPT-Abast-NT-01-2016
20090-003 - Rio de Janeiro – RJ Setembro de 2016
Ministério de Minas e Energia
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 1
AGRADECIMENTOS .................................................................................................... 69
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................................... 69
ÍNDICE DE TABELAS
ÍNDICE DE GRÁFICOS
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE SIGLAS
EBITDA Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization (lucros antes
de juros, impostos, depreciação e amortização)
FS Fundo Social
Nafta North America Free Trade Agreement (Tratado de Livre Comércio da América
do Norte)
Introdução
A presente Nota Técnica objetiva avaliar o contexto da reforma mexicana, sob o ponto de vista
histórico e institucional, e seus inúmeros desdobramentos como marco regulatório,
evidenciando aspectos importantes tais como tributação, conteúdo nacional, o papel da Pemex,
a Rodada Zero e a Primeira Rodada.
Para fornecer melhor subsidio às questões elencadas, esta Nota Técnica foi composta de cinco
capítulos. O primeiro capítulo apresenta o contexto histórico do setor de petróleo e gás natural
no México, desde suas origens no fim do século XIX até a publicação das leis secundárias que
instauraram da reforma, em agosto de 2014. O capítulo 2 destaca a evolução dos principais
indicadores da indústria petrolífera mexicana, bem como fornece o panorama do setor. O
capítulo 3 analisa as características do Marco Regulatório Mexicano, comparando os principais
aspectos que mudaram recentemente (pós-reforma) com o período anterior (pré-reforma). O
capítulo 4 retoma alguns dos aspectos descritos nos capítulos anteriores e empreende uma
comparação com o caso brasileiro. O capítulo 5, por fim, reúne as principais conclusões e
aponta alguns possíveis impactos da atual conjuntura internacional sobre os temas aqui
tratados.
1. Contexto Histórico
A exploração de petróleo no México teve início na segunda metade do século XIX. Em 1880,
embora ainda não houvesse produção de petróleo no país, a companhia Waters-Pierce se
estabeleceu no México, refinando petróleo vindo dos Estados Unidos e distribuindo derivados.
Essa iniciativa ajudou a desenvolver o mercado mexicano, criou capacidade de refino e uma
estrutura de vendas que ampliou notavelmente a demanda por derivados (De La Borda, 2006).
No final do século XIX, o governo ditatorial do general Porfírio Diaz, ativo promotor da
modernização industrial, buscava incentivar o investimento no setor, formando um marco
institucional favorável à iniciativa privada. Exemplo disso foi a revogação, em 1884, do direito
do Estado sobre os bens do subsolo, que passaram a pertencer ao proprietário da superfície. A
Lei de mineração de 1892 foi mais além, determinando que a propriedade dos recursos de
mineração era irrevogável e perpétua e indicando que petróleo e gás podiam ser explorados
sem concessão governamental. Além disso, os direitos contratuais do Estado mexicano, em sua
relação com as empresas de petróleo, eram muito inferiores aos dos países do Oriente Médio,
na mesma época (Smith & Dzienkowski, 1989). Contudo, até 1900, a produção de petróleo foi
insignificante e caracterizada pela escassez de recursos financeiros dos agentes envolvidos (De
La Borda, 2006).
A produção de petróleo em escala comercial teve início em 1901, com rápida expansão. No
mesmo ano, foi expedida a primeira Lei do Petróleo, que isentava as empresas petroleiras de
impostos sobre exportação de petróleo, e sobre importação de máquinas e equipamentos
(Torres, 1997). Além disso, essa Lei dava às empresas o direito de expropriar terras particulares
que fossem necessárias ao seu estabelecimento e autorizava o executivo a outorgar
diretamente concessões de exploração em propriedades federais (México, 1901). Neste
momento, empresários estrangeiros com capacidade financeira, acesso à tecnologia avançada e
experiência passaram a se interessar pelo país (De La Borda, 2006).
O governo de Porfírio Diaz foi derrubado em 1911, no início da Revolução Mexicana. Pelos 18
anos seguintes, o país se viu num período de tumulto político, em que várias facções tentavam
tomar o poder (Haber et al, 2003). A indústria petroleira, a princípio, não foi diretamente
atingida, pois suas atividades se concentravam em uma região relativamente isolada, fora das
zonas de conflito armado. Além disso, os vários governos que se estabeleceram reconheciam as
empresas petroleiras como importante fonte de recursos e não intervinham nas suas atividades
(De La Borda, 2005). A produção de petróleo seguiu crescendo até 1921, quando atingiu um
pico de 193 milhões de barris no ano (25% da produção mundial), impulsionada, em grande
parte, pela maior demanda internacional gerada pela Primeira Guerra Mundial. No início da
década de 1920, o México era o segundo maior produtor de petróleo, atrás apenas dos Estados
Unidos, e o maior exportador (Merril & Miró, 1996); (De La Borda, 2006).
Por outro lado, esse período de golpes, revoluções e guerras civis produziu uma série de
reformas institucionais que buscavam reduzir os direitos de propriedade das empresas de
petróleo. Em primeiro lugar, todos os governos de 1911 a 1929 tentaram aumentar os impostos
sobre o petróleo. Em segundo, em 1917, o México escreveu uma nova Constituição que
reformava completamente o sistema de direitos de propriedade. O Artigo 27 da Constituição de
1917 tornou o petróleo e outras riquezas do subsolo propriedade da Nação (Haber et al, 2003 e
México, 1917).
A nova constituição iniciou uma fase de disputa entre as empresas petroleiras e os sucessivos
governos mexicanos. Segundo Haber et al (2003), não se questionava o direito do governo
mexicano de declarar que o subsolo era propriedade nacional. O cerne da discórdia entre o
governo e as empresas de petróleo era se o Artigo 27 se aplicava às terras adquiridas antes de
1917 ou apenas às novas aquisições. As petroleiras argumentavam que o Artigo 27 não podia
se aplicar às terras adquiridas anteriormente, porque o Artigo 14 da mesma constituição
declarava que as leis não podiam ter efeito retroativo. É importante mencionar que, em 1920,
mais de 90% do capital das 17 empresas exportadoras de petróleo mexicano era de
propriedade inglesa ou norte-americana (Montejano, 2008.). Após diversos conflitos,
negociações e intervenções do governo americano, a questão foi resolvida em 1927, quando o
governo americano determinou que cidadãos americanos e suas propriedades teriam proteção
dos Estados Unidos mesmo no exterior, o que significava a possibilidade de uma intervenção
militar no país, se necessário. Com isso, o Artigo 27 foi, então, considerado, pelo governo
mexicano, como não retroativo e a Lei de 1925 (México, 1925), que o regulamentava, foi
devidamente emendada (Haber et al, 2003). A questão dos direitos de propriedade do subsolo
estava concluída e só viria à tona novamente no final da década de 1930, com os movimentos
de nacionalização1.
1
De acordo com Bethell (2005), no início da década de 1940, EUA e México chegaram a um acordo acerca da
nacionalização da indústria petrolífera mexicana: Em contrapartida à indenização mexicana de 40 milhões de dólares aos
norte-americanos que possuíam ativos no setor, os EUA ofertaram ajuda financeira para estabilização do peso mexicano,
e comprometeram-se a comprar grandes quantidades de prata, a proporcionar empréstimos e créditos para a conclusão
da parte mexicana da autoestrada pan-americana e a negociar um tratado comercial.
A crise de 1929 reforçou a queda do preço do petróleo e colocou as empresas em pior posição
para atender às demandas dos trabalhadores. No início da década de 1930, a produção estava
reduzida a apenas vinte por cento do nível de 1921. O conflito se estendeu pela década de
1930, apesar do aumento da produção a partir de 1933, e culminou com uma greve em 1937.
O governo estabeleceu que as empresas deveriam atender às exigências dos trabalhadores. As
empresas alegaram incapacidade econômica e apelaram para a suprema corte mexicana em
1938, mas perderam. A solução dada pelo presidente Lázaro Cárdenas foi expropriar os bens
das empresas em favor do Estado e, assim, nacionalizar a indústria do petróleo (De La Borda,
2006).
Desde a década de 1920, o governo mexicano buscava formas de aumentar a regulação sobre
o setor de petróleo. Isso se iniciou através da criação de um órgão denominado Controle de
Administração do Petróleo Nacional (CAPN), focado nas operações em terrenos federais. Em
1933, o CAPN foi substituído por uma empresa de capital misto, a Companhia Petróleos de
México S.A. (Petromex), cujo objetivo era fomentar o investimento nacional na indústria
petrolífera. A baixa produção e a falta de investimentos, porém, eram obstáculos à consolidação
e expansão da Petromex (De La Borda, 2006). Assim, em 1937, o governo mexicano criou outra
instituição, a Administração Geral de Petróleo Nacional (AGPN), que absorveu as propriedades
da Petromex. Desta forma, foi a AGPN que, em março de 1938, tomou posse dos bens
expropriados das empresas petroleiras que atuavam no México (Samples & Vittor, 2012). Em
junho do mesmo ano, foi criada a Petróleos Mexicanos (Pemex), designada como um organismo
encarregado de “explorar e administrar as reservas de hidrocarbonetos em favor da nação”
(Pemex, 1938). Com isso, o México passou a ser um dos primeiros países exportadores de
petróleo a nacionalizar sua indústria2.
Segundo Haber et al (2003), apesar da causa imediata ter sido o conflito trabalhista, a
expropriação refletiu uma mudança fundamental ocorrida na situação política e econômica da
indústria mexicana de petróleo, devido à confluência de três fatores: i) o país já havia
alcançado uma estabilidade política, ficando livre da ameaça de golpes por outras facções, que
poderiam ser apoiadas pelo governo americano; ii) com o declínio dos campos de petróleo, a
indústria já não contribuía mais pesadamente para a arrecadação fiscal e a queda na produção
provocada pelo processo de nacionalização já não teria grande impacto sobre os recursos
fiscais; e iii) com a adoção da Política da Boa Vizinhança pelo governo americano em 1933, o
Presidente Franklin Roosevelt anunciou que não interviria no país para proteger a propriedade
americana. “No entanto, quando essas três condições se juntaram, a geologia do México já
havia minado a indústria”, afirmam Haber et al (2003).
2
Mabro (2007) cita que a nacionalização da indústria petrolífera já havia ocorrido em outros países antes do México,
como por exemplo na passagem da Rússia czarista para a União Soviética, em 1917.
No período que se seguiu a 1938, a exploração de petróleo no país se voltou para dentro,
devido, em parte, ao embargo e, em parte, à conjunção entre crescimento da demanda interna
e redução da produção. Assim, desde o início, a Pemex foi encarregada de abastecer o mercado
interno3, fornecendo combustíveis a preços subsidiados para indústria, agricultura, transporte e
geração elétrica (Navarro, 2004).
O embargo internacional não durou muito tempo. Com o advento da segunda guerra mundial,
EUA e México entraram em fase de cooperação estratégica. Por pressão do governo americano,
as multinacionais chegaram a um acordo em 1943 com o governo mexicano e receberam uma
compensação (Merril & Miró, 1996). Ainda assim, o país perdeu o acesso ao capital e à
expertise estrangeiros e viu sua produção declinar.
3
A princípio, a distribuição de derivados foi assumida pela Distribuidora de Petróleos Mexicanos, criada em 1939. Mas
em 1940 a instituição foi extinta e a Pemex assumiu a responsabilidade pela distribuição (México, 1938) e (Coerver et al,
2004).
4
A rigor, não foi um monopólio total porque, segundo BNDES (2009), “nem todas as companhias petrolíferas tiveram
seus ativos expropriados em 1938. Algumas poucas empresas não tinham seus trabalhadores sindicalizados e, portanto,
não foram afetadas pelas negociações trabalhistas de 1936-38, de modo que a expropriação completa do setor só
aconteceu na década de 50”.
Em 1958, foi emitida a última e mais restritiva versão da Lei Regulamentar, estabelecendo que
todas as atividades do setor de petróleo e gás eram exclusividade da nação, através da Pemex.
Isto incluía, além da exploração e produção, o armazenamento, transporte, refino, distribuição
e comercialização de petróleo, gás e derivados e toda a cadeia de produção de petroquímicos
básicos. As concessões outorgadas sob leis anteriores foram transferidas obrigatoriamente para
a Pemex (México, 1958). Finalmente, em 1960, reformou-se o Artigo 27 da Constituição, de
forma a proibir explicitamente contratos ou concessões para exploração e produção de petróleo
(México, 1960).
Entre 1959 e 1964, não foi feita nenhuma nova grande descoberta de campo de petróleo,
devido, em parte, à política de priorização de perfurações de poços de desenvolvimento, em
detrimento dos poços de exploração. Tal política, associada à alta carga tributária e aos
subsídios aos preços internos dos derivados de petróleo, prejudicaram as finanças da estatal e
impediram um investimento significativo em exploração de novos campos, ao mesmo tempo
que estimularam uma demanda interna crescente. Ainda na década de 1960, a Pemex contraiu
financiamentos externos e voltou a investir pesadamente em exploração. Mesmo assim, em
1971, houve uma mudança na condição do país, de exportador para importador líquido de
petróleo. Neste mesmo ano, foi outorgada uma lei que reorganizou a estrutura da Pemex5. Em
1973, frente aos problemas financeiros, a Pemex aumentou os preços no mercado doméstico
(De La Borda, 2006).
No mundo, o primeiro choque do petróleo (1973) foi acompanhado por um afluxo de liquidez
nos mercados internacionais. Os países exportadores de petróleo, principalmente os membros
da OPEP, tiveram um afluxo de divisas com a alta no preço do petróleo e aplicaram em contas
em dólares (chamados petrodólares), principalmente no mercado financeiro londrino. Esse
aumento de liquidez causou uma queda nos juros e muitos países em desenvolvimento
aproveitaram para aumentar seu endividamento externo. Ao mesmo tempo, aumentava a
procura por fontes de petróleo em países não membros da OPEP.
No México, o esforço exploratório do final dos anos 60 começou a dar resultado ainda na
primeira metade da década de 70, com a Pemex implementando um novo programa de
perfurações de poços de desenvolvimento. Em 1974, a produção de petróleo superou o recorde
até então estabelecido em 1921 e, em 1975, o país iniciava a comercialização externa de
petróleo numa escala superior a 100 mil barris por dia (BP, 2016).
5
Curiosamente, foi também em 1971 que um pescador chamado Rudecindo Cantarell informou à Pemex a existência de
uma mancha que brotava do fundo do mar no litoral do Estado de Campeche e, passados oito anos, o poço de Chac
marcaria o início da produção no maior complexo produtivo mexicano (Cantarell), um dos maiores do mundo
(Montejano, 2008).
O México só retomou o status de grande produtor de petróleo no final da década de 1970. Por
outro lado, ele conseguiu dois grandes feitos, inéditos até então: mostrou que um governo
podia efetivamente recuperar, das maiores e mais poderosas corporações internacionais, o
direito a seus recursos minerais e também que podia desenvolver esses recursos por si próprios
(Smith & Dzienkowski, 1989).
De 1973 a 1980, o México multiplicou suas reservas de petróleo por 11 e assumiu o quarto
lugar mundial (Navarro, 2004). Em 1982, tornou-se o segundo maior exportador não-OPEP,
com 1,5 milhão de barris por dia (BP, 2016). Segundo Navarro (2004), o afluxo de divisas no
país provocou efeitos similares à doença holandesa. Assim, o setor de petróleo passou a ter
maior participação na economia, enquanto indústria e agricultura perdiam espaço, e o Estado
passou a depender mais das rendas petrolíferas. A participação da Pemex na arrecadação fiscal
passou de 3% em 1971 para 46% em 1986 (Navarro, 2004).
Além de fonte de arrecadação fiscal, a Pemex também era usada como uma espécie de agente
financeiro do Estado, contraindo empréstimos no exterior para financiar seus investimentos,
enquanto suas receitas financiavam o gasto público. Por outro lado, as divisas geradas pelo
petróleo auxiliaram a saída da crise econômica e serviram como motor do desenvolvimento
regional do país. Com o mercado interno em expansão, a Pemex aproveitou os recursos
advindos da exportação e do aumento de preços para investir em capacidade adicional de
refino, tanto pela ampliação de refinarias existentes, quanto pela construção de novas
refinarias, com o propósito de atender a mercados regionais mais afastados (De La Borda,
2006). A infraestrutura de transporte também evoluiu, a partir do crescimento da demanda e
da reestruturação geográfica dos centros de produção, armazenamento e distribuição.
No início dos anos 80, a super-oferta mundial e a liberação dos preços nos EUA conduziram à
trajetória de queda no preço do petróleo, conforme De La Borda (2006) e Yergin (2011). Essa
situação levou a Pemex a mudar a política de produção, com planos mais restritivos, a fim de
obter um desempenho mais eficiente. De acordo com De La Borda (2006), tal fato estava
diretamente relacionado à situação econômica do país (crise da dívida mexicana6), que fez o
governo implementar uma série de ajustes estruturais que incluíam a redução de programas de
investimento e a elevação da produtividade, da rentabilidade e da eficiência.
6
A crise da dívida mexicana derivou de um conjunto de fatores que incluem o aumento das taxas internacionais de
juros, a recessão do mercado norte-americano, os elevados gastos públicos e a fuga de capitais (Yergin, 1990).
7
Queda acentuada no preço do petróleo provocada, essencialmente, pelo aumento da oferta de petróleo dos países que
compunham a OPEP. Para maiores informações, ver Yergin (1990).
O Nafta foi assinado pelo Canadá, EUA e México em dezembro de 1992 e entrou em vigor em
dezembro de 1994 (De Freitas, 2008). A adesão ao Nafta abriu caminho para a entrada do país
na Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE) em 1992, mas o
México se recusou a fazer parte da Agência Internacional de Energia (AIE), devido às
exigências de privatização do setor de petróleo (Puyana, 2006). O México não cedeu nos cinco
principais pontos sobre petróleo, propostos no início da negociação do Nafta. Eles tratavam de:
reduzir o controle nacional sobre os recursos do petróleo; dar garantia de suprimento a outros
membros do tratado; mudar o regime de monopólio da distribuição; aceitar contratos de risco
para exploração de petróleo e permitir o estabelecimento de postos de abastecimento
estrangeiros no México. A única concessão do governo mexicano foi abrir as compras da Pemex
à concorrência internacional.
Também em função do alinhamento com a política externa, a Pemex, a partir de 1998, ajustou
seus demonstrativos de contabilidade e suas estimativas de reservas a padrões aceitos
internacionalmente.
Em 2008, uma reforma introduziu os chamados Contratos Integrais de E&P, tanto para petróleo
quanto gás natural, com o objetivo de aumentar a capacidade de execução e investimento em
campos maduros, na região de Chicontepec, que tem grande potencial de recursos onshore não
convencionais, e, posteriormente, em águas profundas (Foss & Wainberg, 2012). Criou-se
também um novo órgão regulador, a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ligada à
Sener, para auxiliá-la na regulação do upstream. A reforma incluiu também mudanças dentro
da Pemex: novo regime regulatório, maior autonomia fiscal e operacional e mudanças na
governança corporativa.
8
A partir da invasão Iraquiana ao Kuwait (Guerra do Golfo), houve uma abrupta elevação do preço do petróleo (140%
entre junho e outubro de 1990). Em fevereiro de 1991, os Estados Unidos declararam o cessar fogo e o preço do
petróleo retomou os níveis anteriores, próximos de 20 dólares por barril.
Os Contratos Integrais equivalem aos contratos de serviço com risco, em que uma empresa
petrolífera fica responsável por toda a exploração e produção de petróleo e é remunerada com
uma taxa por barril produzido9 (Pemex, 2010). Juridicamente, essa reforma foi feita por
alterações na Lei Regulamentar do Artigo 27, de 1958, que passou a permitir tal tipo de
contrato, e com uma nova Lei da Pemex, entre outras (México, 2008a; México 2008b). Mas a
reforma de 2008 não modificou o artigo 27 da Constituição, que proibia explicitamente
contratos de E&P em geral, o que gerou críticas acerca de sua inconstitucionalidade.
Com o declínio produtivo do complexo de Cantarell10, o México deixou o grupo dos dez maiores
produtores de petróleo em 2012, ao qual pertencia desde 1980 (BP, 2016). Em função do
declínio dos últimos anos, foram feitas rodadas de licitações dos contratos integrais em 2011 e
2012, para poços maduros onshore nas regiões sul e norte e, em 2013, para Chicontepec - ver
resultados na Tabela 1.
9
Ver o artigo 82 das referidas Disposiciones de Contratación (Pemex, 2010): “En ningún caso se incluirán cláusulas que
garanticen al Proveedor o Contratista la rentabilidad del contrato, ni la obligación de extender al resto de los
Proveedores o Contratistas las condiciones de un contrato en particular”.
10
Cantarell foi responsável por mais de 60% da produção mexicana e, em 2013, contribuiu com 16% (EIA, 2015).
Norte
San Andrés Monclova Pirineos Gas - Alfacit del $3.49 24
Norte
Arenque Petrofac México S.A. de C.V. $7.90 n.d.
Miahuapan - -
Miquetla Operadora de Campos DWF S.A. $0.98
Soledad Petrolite de México S.A. $0.49
Fonte: Elaboração própria a partir de Pemex (2012) e Pemex (2013).
Três das seis áreas de Chicontepec não tiveram interessados (Pemex, 2013). As condições
oferecidas não foram capazes de atrair as grandes majors para os contratos, apenas empresas
menores e empresas de serviços, como Schlumberger e Halliburton.
Com o alcance limitado da reforma de 2008 e a contínua queda na produção de petróleo (ver
capítulo 2), uma reforma mais abrangente e audaciosa era necessária. Em agosto de 2013,
como parte de um grande pacote de reformas estruturais, o presidente Enrique Peña Nieto
apresentou uma proposta de reforma do setor energético ao congresso mexicano, cuja
aprovação ocorreu em dezembro do mesmo ano. No que tange o setor de petróleo e gás
natural, a reforma dependia de uma Emenda Constitucional, aprovada na mesma época
(México, 2013b). A principal modificação na Constituição foi retirar a proibição dos contratos
para exploração e produção de petróleo no país. As leis secundárias foram aprovadas em
agosto de 2014 a fim de regulamentar as mudanças. Após 75 anos de monopólio estatal, a
abertura do setor foi um marco histórico para o país e certamente terá efeitos profundos sobre
seu futuro. Ela será discutida em detalhes no capítulo 3 e comparada ao caso brasileiro no
capítulo 4.
Antes de avançar na mais recente Reforma, o capítulo 2 destaca a evolução dos principais
indicadores da indústria petrolífera mexicana, bem como fornece o panorama do setor.
Entre os anos de 1973 e 1980, houve um forte processo de incorporação de reservas provadas
de petróleo no México, cujo total aumentou onze vezes, conforme citado no capítulo 1
(Navarro, 2004). Neste período, foi descoberto o campo gigante de Cantarell, um campo
offshore localizado ao sul do Golfo do México, a 70 km da costa da península de Yucatán. Em
1998, houve uma mudança na metodologia de avaliação das reservas para incorporar práticas
reconhecidas internacionalmente, que provocou a queda brusca de 55% observada no Gráfico
1. Segundo Breglia (2013), as reservas estavam infladas porque incluíam reservas provadas,
prováveis e possíveis e, a partir de 1998, passaram a incluir somente as provadas12.
O declínio nas reservas se agravou entre 1999 e 2007, com taxa de decréscimo de 7% em
média. Mesmo desconsiderando a mudança metodológica de 1998, as reservas provadas de
petróleo tiveram queda média de 2,6 % ao ano, entre 1982 e 2015. Nos últimos anos, no
entanto, o México conseguiu reduzir o ritmo de queda das reservas. A relação entre reservas
provadas e produção (R/P) em 2015 foi de 11,4 anos. Em relação ao gás natural, as reservas
provadas têm seguido uma trajetória similar à das reservas de petróleo.
Em 2015, o México foi o 18º país em reservas provadas de petróleo no mundo, com 10,8
bilhões de barris, e o 36º em reservas provadas de gás natural, com 0,3 bilhão de m3. Isso
corresponde respectivamente a 0,6% e 0,2% das reservas provadas mundiais de petróleo e gás
natural conforme indicado no Gráfico 1 (BP, 2016).
11
Entre 1993 e 2015, o setor petrolífero gerou, em média, 12% das receitas de exportações do país (Banco do México,
2016). Além disso, de acordo com IPT (2009), 30% do orçamento do setor público era proveniente da renda de
produção e exploração dos hidrocarbonetos.
12
Reservas provadas são hidrocarbonetos recuperáveis comercialmente que podem ser extraídos com razoável certeza
no futuro próximo. Reservas prováveis têm mais de 50% de chance de serem recuperadas e reservas possíveis têm
chance de recuperação maior que 10%.
Fonte: BP (2016).
Nota: A queda de nível em 1998 se deve a uma mudança metodológica, que passou a incluir somente reservas
provadas e antes incluía também as prováveis e possíveis (Breglia, 2013).
Fonte: BP (2016).
O gráfico 2 também destaca que o consumo de petróleo manteve uma trajetória crescente
durante todo o período observado. Sua expansão se acelerou entre 1970 e 1982, fazendo a
quantidade consumida triplicar no período (de 412 mil bpd para 1,2 milhão de bpd). A partir
daí, o consumo de petróleo seguiu aumentando a taxas decrescentes (em média, 2,2% ao ano
entre 1982 e 2005), permanecendo em torno de 2,0 milhões de bpd na última década.
Após ser um importante exportador no início do século XX, o México passou a produzir
principalmente para abastecer o mercado interno, exportando quantidades decrescentes até o
início da década de 1970 (ver capítulo 1), quando o país praticamente deixou de exportar
petróleo. O brusco crescimento da produção nos anos seguintes fez o México voltar à posição
de grande exportador líquido, chegando a comercializar externamente 59% da produção em
1982. O avanço do consumo a um ritmo próximo ao da produção produziu um platô na
exportação de petróleo, que variou em torno de 1,5 milhão de b/d entre 1982 e 1995. Entre
1995 e 2004, a exportação aumentou 4,3% ao ano. A partir de 2004, com o declínio da
produção e o consumo crescente, a exportação de petróleo diminuiu de forma íngreme (3,7%
ao ano, em média). A queda nas exportações fez cair a participação do México nas importações
americanas de petróleo: de 16% em 2003 para 9% em 2015. Ainda assim, o principal destino
das exportações mexicanas de petróleo em 2015 foram os Estados Unidos, com 57%. É
importante destacar que, em 2015, as exportações representaram pouco mais de 40% da
produção. (BP, 2016)
Segundo o EIA (2015), o México tende a exportar o petróleo mais pesado, produzido
principalmente em Cantarell e Ku-Maloob-Zaap, deixando a produção de petróleo leve e extra
leve para refino interno. Enquanto a produção de petróleo pesado caiu 46% de 2004 a 2012, a
produção de petróleo leve e extra leve ficou estável no mesmo período.
Fonte: BP (2016).
O país possui seis refinarias controladas e operadas pela Pemex: Cadereyta, Madero, Minititlán,
Salamanca, Salina Cruz e Tula. O consumo interno de derivados superou a capacidade de
refino, tornando o México um importador líquido de derivados desde o início da década de 1990
e seu principal fornecedor é os Estados Unidos. Por outro lado, o refino tem se mantido em
torno de 50% da produção, de modo que o país é principalmente um exportador de petróleo
bruto.
Segundo EIA (2015), o México optou por expandir a refinaria de Tula, de modo a reduzir a
dependência externa de derivados13. Essa seria um dos maiores investimento em refino em
trinta anos. Segundo Case (2003), o baixo investimento em refino se deve a três fatores. O
primeiro é a exclusividade da Pemex no setor (até a reforma), que já tem seus recursos
limitados pelo orçamento federal. O segundo item é o direcionamento do investimento dentro
da Pemex para a área de Exploração e Produção, que apresenta margens maiores. O terceiro
fator é a dificuldade da Pemex de concluir obras de refino no país dentro do prazo e orçamento
estabelecidos. Segundo EIA (2015), o baixo investimento se explica porque o país não tem
vantagem competitiva natural para o refino, dada a proximidade com o complexo parque de
refino americano, portanto é mais produtivo investir em Exploração e Produção.
13
O objetivo é elevar a produção de diesel e gasolina de 140 para 300 mil barris por dia.
O novo Marco Regulatório Mexicano trouxe novas perspectivas para o setor de petróleo e gás
natural do México, com a redução no número de impostos e nas alíquotas que incidem sobre as
rendas petrolíferas, o aumento do potencial de lucros advindos das atividades de produção e
exploração, e a adoção de termos favoráveis para o setor de modo a atrair os investidores
privados, nacionais e estrangeiros, os quais não tinham acesso ao México anteriormente.
Este capítulo descreve os principais pontos de mudança a partir da reforma: estrutura institucional,
regime de regulação e novos contratos, papel da Pemex, tributação, conteúdo nacional, gás
natural e petroquímica, downstream, política de preço de combustíveis, e fundo soberano e fundo
mexicano de petróleo.
3.1.1. Pré-reforma
Os principais agentes do sistema regulatório para o setor de petróleo e gás natural eram e
continuam sendo a Secretaría de Energia (Sener), a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) e a
Comisión Reguladora de Energia (CRE). Além destes, é importante considerar o papel da Pemex
no arranjo institucional da indústria, conforme indicado na Figura 1.
Secretaria de Energia
14
Em setembro de 2016, a ANP assinou um termo de cooperação técnica com a CNH, que prevê o intercâmbio de
informações e melhores práticas na regulação do setor petróleo.
3.1.2. Pós-reforma
Com a reforma, os órgãos reguladores CNH e CRE ganham força, deixando de ser apenas órgãos
de apoio à Sener. Além disso, foi criado um novo órgão, a Agência Nacional de Segurança
Industrial e de Proteção ao Meio Ambiente do Setor de Hidrocarbonetos. O Centro Nacional de
Controle de Gás Natural (Cenagás) também foi criado com a Reforma, que será proprietário e
operador da rede de gás natural. Anteriormente os dutos pertenciam à Pemex.
• À CNH cabe assinar contratos de E&P em nome do Executivo Federal. Emitir a regulação e
supervisionar seu cumprimento por parte dos detentores de alocações, contratos e
autorizações nas atividades relacionadas ao upstream. A CNH deve quantificar o potencial
de hidrocarbonetos do país e desenvolver indicadores para avaliar a eficiência dos projetos
de E&P no país. Além disso, deve propor à Sener que instrua as empresas produtivas do
Estado, como a Pemex, a realizarem ações necessárias para garantir que suas operações
não sejam um obstáculo à concorrência, ao desenvolvimento eficiente dos mercados e à
política energética.
• CRE é responsável por emitir autorizações para as atividades do downstream e por regular
os gestores dos sistemas integrados de transporte por dutos para petróleo, gás natural e
derivados, autorizando sua criação e expedindo normas de operação.
• Agência Nacional de Segurança Industrial e de Proteção ao Meio Ambiente do Setor de
Hidrocarbonetos: É um órgão subordinado à Secretaria de Meio Ambiente e Recursos
Naturais, mas com autonomia técnica e de gestão, que regula e supervisiona o setor de
hidrocarbonetos no que tange à segurança operacional e ao meio ambiente.
• Fundo Mexicano do Petróleo, criado em 2013, e regulado por legislação secundária, visa
receber todas as receitas do petróleo e realizar pagamentos referentes às rendas
petrolíferas, sendo assim uma poupança para o futuro (40% permanecem no fundo, só
como aplicação) e 60% serão investidos em diversos setores, tais como petróleo e energia
renováveis, infraestrutura, previdência social, saúde, educação e mobilidade. Para mais
detalhes, ver a seção 3.8.
3.2.1. Pré-reforma
A Constituição determina, em seu artigo 27, que o petróleo e todos os hidrocarbonetos sólidos,
líquidos ou gasosos, pertencem à Nação. Além disso, a própria constituição já estabelecia o
modelo de regulação do setor, ao proibir explicitamente a outorga de concessões e contratos e
especificar que a Nação exercesse a atividade de exploração de petróleo e outros
hidrocarbonetos. Ou seja, não restava alternativa ao monopólio da empresa estatal no setor.
Em 2008, houve a tentativa de adaptar o marco vigente através dos contratos integrais, o que,
conforme explicado no capítulo 1, não teve grandes resultados e gerou dúvidas acerca de sua
constitucionalidade.
3.2.2. Pós-reforma
A nova base jurídica para a regulação do setor de petróleo e gás natural é formada pelo Artigo
27 da Constituição (México, 1917), a Ley de Hidrocarburos (México, 2014a) que regulamenta o
artigo 27 (substituindo a Lei de 1958) e a Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (México,
2014b).
A Emenda Constitucional de 2013 (México, 2013b) retirou a proibição explícita aos contratos
para a exploração e produção de petróleo, mantendo apenas o veto às concessões. Segundo a
Constituição, a Nação agora tem duas alternativas para explorar o petróleo: a primeira através
de Alocações15 a empresas produtivas do Estado, como a Pemex; a segunda, através de
Contratos com empresas privadas ou estatais.
A outorga dos contratos se dá através de licitação realizada pela CNH. A Lei define que o tipo
de leilão também será definido a cada rodada de licitações, podendo ser ascendente,
descendente ou a preços com envelopes fechados, entre outros. A Figura 3 mostra as etapas
do processo de licitação e que instituições contribuem para cada etapa.
15
As Alocações serão tratadas na subseção 3.3.2.
1.Desenho do contrato
Seleção de áreas contratuais Desenho técnico Termos econômico -
Com apoio (incl. conteúdo local) fiscais
técnico de
2. Processo de leilão
3. Operação
Aprovação técnica dos planos de Aprovação de exploração Gestão dos
exploração e desenvolvimento superficial e perfuração de poços contratos
Regulação e
supervisão da
segurança
industrial e
4. Gestão da receita ambiental
O Fundo Mexicano do Petróleo para Estabilização e Desenvolvimento será responsável por pagar os
montantes devidos nos contratos e por gerenciar as receitas petrolíferas do Estado
Fonte: SHCP et al (2014)
A Sener define as áreas que serão objeto de leilão e define o desenho técnico dos contratos
oferecidos, incluindo as cláusulas de conteúdo local. A SHCP, por sua vez, define os termos
econômico-fiscais dos contratos. Em seguida, a Sener define em linhas gerais o processo do
leilão, mas é a CNH quem é responsável pelas informações das empresas (datarooms), por
operacionalizar as rodadas de licitação e por outorgar e assinar os contratos. Na fase de
operação, a CNH deve aprovar os planos de exploração e desenvolvimento, e a exploração
superficial e perfuração de poços, além de ser responsável pela gestão dos contratos. A gestão
da receita será explicada, com a descrição do fundo mexicano, na seção 3.8.
Além das empresas privadas, as estatais também podem assinar contratos, seja de forma
individual ou através de consórcios ou joint ventures com outras empresas. A seguir, serão
descritos os tipos de contratos permitidos após a reforma: licença, partilha de produção,
partilha de lucro e contrato de serviços.
3.2.2.1. Licença
c. Os royalties, que são calculados para cada tipo de hidrocarboneto (petróleo, gás natural
associado e não-associado, e condensados) segundo a taxa correspondente abaixo.
- Petróleo:
Preço do Petróleo < US$ 48 /b Taxa = 7,5%
Preço do Petróleo ≥ US$ 48/b Taxa = [(0,125 x Preço) + 1,5]%
Exemplo:
Preço do Petróleo = US$ 100/b, Taxa = 14%
Preço do Petróleo = US$ 60/b, Taxa = 9%
- Condensados:
Preço dos Condensados < US$ 60 /b Taxa = 5%
Preço dos Condensados ≥US$ 60 /b Taxa = [(0,125 x Preço) + 2,5]%
- Gás Natural Associado:
Taxa = Preço do Gás Natural/100
- Gás Natural Não-Associado:
Preço do Gás Natural ≤ US$ 5 /MMBtU Taxa = 0%
Preço do Gás Natural entre US$ 5,00 /MMBtU e US$ 5,50/MMBtU
Taxa = [((Preço do Gás – 5) x 60,5) /Preço do Gás]%
Preço do Gás Natural > US$ 5,50/MMBtU Taxa = Preço do Gás Natural/100
No contrato de partilha de produção, a empresa contratada terá direito à recuperação dos seus
custos e também a uma parte do lucro operacional, sendo ambos pagos em hidrocarbonetos,
com parte da produção. As contrapartidas para o Estado são:
16
O bônus de assinatura é prática corrente no mundo, sendo um dos critérios de avaliação da proposta vencedora de
leilões. No caso mexicano, o bônus de assinatura se aplica nos contratos de licença (México, 2014a).
17
À taxa de câmbio de 14,79 pesos mexicanos por dólar, de 15/12/2014, usada em todas as conversões do texto.
Os contratos de partilha de lucro são análogos aos de partilha de produção, com a diferença
importante que a empresa contratada é remunerada em dinheiro, e não em petróleo e gás
natural produzidos. Nesse caso, o contratado entrega toda a produção de petróleo ao
comercializador, o qual entrega a receita da venda ao Fundo Mexicano do Petróleo. O Fundo
ficará com as contrapartidas do Estado e pagará ao contratado suas contrapartidas em cada
período, conforme o contrato.
A Tabela 2 resume as receitas que cabem ao Estado, ou government take, de acordo com o
modelo de contratação já apresentado.
18
A Primeira Rodada será descrita na subseção 3.3.2.3.
Por fim a próxima subseção analisa o último modelo de contratação inserido na reforma.
Algumas características da reforma são comuns aos diferentes contratos. Em primeiro lugar, os
contratos e alocações podem ser incluídos nos demonstrativos contábeis19 das empresas, assim
como o lucro esperado nessas operações. Em segundo lugar, os proprietários dos terrenos
onde ocorre produção terão direito a receber um percentual da receita, a ser negociado entre
as partes, que varia entre 0,5% e 2% (até 3%, no caso de gás natural não-associado). Em
terceiro lugar, há medidas para garantir transparência e combate à corrupção, como a
publicação obrigatória de todos os contratos e autorizações. E, finalmente, para dar
previsibilidade ao setor, a SHCP publicará, nos primeiros 15 dias do ano, um relatório contendo
faixas (limite inferior e superior) de valores de termos econômicos que considerará para incluir
nas bases da licitação do ano correspondente.
19
As Alocações, que serão descritas na subseção 3.3.2.1, também podem ser incluídos nos demonstrativos contábeis.
3.3.1. Pré-reforma
A Pemex foi criada pelo estado mexicano em 1938 como a empresa estatal de petróleo e gás
natural, detendo o monopólio dessa exploração, a partir da desapropriação, nacionalização e
estatização de empresas petrolíferas privadas nacionais e estrangeiras, localizadas no território
mexicano (ver capitulo 1). Apesar do boicote inicial, movido pelos países de origem das
empresas estrangeiras desapropriadas, a Pemex cresceu muito, tornando-se uma das maiores
empresas estatais de petróleo do mundo em valor de ativos. Até a reforma, a companhia
estava estruturada como uma holding - Petróleos Mexicanos S.A. - com quatro subsidiárias:
Exploração e Produção, Refino, Gás Natural e Petroquímica Básica e Petroquímica. É
administrada por um conselho composto por quinze membros:
20
O equivalente a Ministro no Brasil.
3.3.2. Pós-reforma
Com a reforma, promoveu-se uma modernização da Pemex que objetivou levar a empresa para
uma era de maior desenvolvimento e produção, além de ter maior transparência, eficiência e
resultados.
Ser uma “empresa produtiva do Estado” significa que será tratada de forma igual a empresas
privadas em termos fiscais e também para adquirir novos contratos após a rodada zero. Além
disso, a Pemex estará sujeita às mesmas regras de transparência e publicação de resultados
que as empresas que negociam ações na Bolsa de Valores do México, mesmo não tendo capital
aberto. Seu conselho de administração também passou por mudanças, ficando com apenas 10
conselheiros, assim constituídos21:
De acordo com a Nova Lei da Pemex, esta mudança garante, por um lado, manter o
atendimento ao artigo 25 da Constituição dos Estados Unidos Mexicanos, que exige que o
Governo Federal mantenha a propriedade sobre as empresas produtivas do Estado e, por outro
21
Na composição do Conselho de Administração, em particular itens II e III, irá se procurar que seja diversificada, de
acordo com a preparação, experiência e capacidade de seus integrantes. De acordo com o artigo 14 da referida nova Lei
da Pemex, os conselheiros a que se referem os itens II e IV poderão ser servidores públicos federais. Os conselheiros
assinalados nos itens II, III e IV poderão desempenhar outros empregos, cargos ou comissões públicos ou privados,
salvo aqueles que impliquem um conflito de interesses em termos do Regulamento.
Com a nova Lei, a Pemex foi definida como uma empresa produtiva, de propriedade exclusiva
do Governo Federal, com personalidade jurídica e patrimônio próprios, e gozando de autonomia
técnica, operacional e de gestão.
A Pemex não terá ações negociadas no mercado, mas estará sujeita às mesmas regras de
transparência do mercado mexicano de capitais, como a exigência de publicação de dados
financeiros. A transparência, o profissionalismo e a busca de eficiência, trazidos para a Pemex
pela reforma são importantes dinamizadores para o setor de petróleo.
3.3.2.1. Alocações
A Pemex pode disputar por contratos como outra empresa qualquer nas rodadas de licitações e
estará sujeita às mesmas regras e tributação na condução desses contratos. No entanto, ela
também pode utilizar as chamadas Alocações (ou asignaciones) para exploração e produção de
petróleo e gás natural, que são outorgadas diretamente à Pemex ou outra empresa produtiva
do Estado, de maneira excepcional.
A palavra Alocação já designava o tipo de modalidade utilizado pela Pemex antes da reforma.
Diferente dos contratos, que são outorgados pela CNH, as Alocações são outorgadas pela
Sener, após parecer favorável da CNH. Com a reforma, ela ganhou o caráter excepcional e
novas regras, assim como um novo regime fiscal.
Assim, as Alocações estão sujeitas a três tributos diretos, que são análogos às contrapartidas
dos contratos de partilha, com a diferença que eles são pagos sempre em dinheiro e a Pemex
fica com toda a produção de hidrocarbonetos. Além disso, por se tratarem de tributos, eles se
destinam ao Orçamento federal e não ao Fundo Mexicano do Petróleo, como é o caso dos
contratos.
- Condensados
Preço dos Condensados < US$ 60 /b Taxa = 5%
Preço dos Condensados >= US$ 60 /b Taxa = [(0,125 x Preço) + 2,5]%
c. Direito de Exploração de Hidrocarbonetos, análogo à Quota Contratual para a Fase
Exploratória, que é um valor fixo mensal relativo à parte da área da Alocação que não
se encontra em fase de produção:
- Nos primeiros 60 meses de vigência do contrato – 1.150 pesos/km2 (US$ 77,73)
- A partir do 61º mês – 2.750 pesos/km2 (US$ 185,87)
A tributação análoga à dos contratos visa aproximar o tratamento dado à Pemex ao dado às
outras empresas esperadas para entrar no setor. Para suavizar o impacto sobre o orçamento do
país, os tributos incidentes sobre as Alocações serão alterados gradativamente entre 2015 e
2018 até atingirem os valores acima. Além disso, em 2015 a Pemex deixou de ser incluída no
orçamento federal e passou a pagar imposto de renda.
A Pemex também pode converter as Alocações em Contratos e nesse caso pode se associar a
outras empresas, como uma joint venture. A novidade desta reforma é que, ao se associar a
outras empresas, a Pemex não poderá escolher seu sócio. A escolha será objeto de um
processo de licitação conduzido pela CNH de modo a aumentar a transparência e a competição.
A primeira outorga de Alocações ocorreu na Rodada Zero, cujos resultados serão apresentados
na próxima subseção.
A Rodada Zero, ocorrida em setembro de 2014, é uma importante etapa da Reforma Mexicana
do Petróleo, na medida em que concedeu à Pemex uma alocação total de 20,6 bilhões de barris
equivalentes de petróleo (bep) e cobrindo cerca de 90.000 quilômetros quadrados. Isso
forneceu à Pemex 12,45 bilhões de bep em reservas provadas (1P).
17.010 quilômetros quadrados, que representam cerca de 83% das reservas prováveis e
possíveis (2P) do país.
Após a Rodada Zero, a Primeira Rodada de licitação de blocos para companhias privadas, com
acesso a 60 campos, cobrindo 3,78 bilhões bep de reservas provadas, será descrita na seção
3.3.2.3.
A Primeira Rodada foi dividida nas quatro fases/leilões elencadas: i) águas rasas para
exploração; ii) águas rasas com reservas provadas; iii) campos maduros em terra; e iv) águas
profundas no Golfo do México. As duas primeiras fases oferecem contratos de partilha de
produção e duas últimas, de licença (CNH, 2016).
A primeira fase, de exploração em águas rasas, teve 14 blocos oferecidos e apenas dois blocos
arrematados (por uma joint venture entre empresas do México, Estados Unidos e Reino Unido).
Na segunda, de águas rasas com reservas provadas, foram ofertados cinco blocos e três foram
arrematados, todos por empresas internacionais - Itália, Estados Unidos e Argentina. Já o
terceiro leilão, de campos maduros em terra, teve como resultado 25 blocos arrematados. Esse
resultado ocorreu em ambiente de preços muito inferiores à média dos últimos quatro anos, o
que está conduzindo as empresas do setor a cortar novos projetos e até realizar venda de
ativos. Neste sentido, destaca-se a ausência das majors internacionais e o protagonismo das
empresas independentes mexicanas. É relevante ressaltar que a reforma no México foi
planejada e anunciada em um contexto de preços do petróleo oscilando entre US$ 100 e 120
por barril, no final de 2013. Com a reforma sendo lançada em um patamar de elevados preços
do petróleo, investir no México e suas elevadas reservas de petróleo (especialmente no tight e
em águas profundas) era uma questão sem discussão para as IOCs. No entanto, sua adoção
ocorre em um contexto onde os preços do petróleo se apresentam em processo de declínio,
tendo recuado mais 70% desde a segunda metade de 2014 até o início de 201622, quando o
México anunciou que a última fase da Primeira Rodada (águas profundas) deve ser efetivada
em dezembro de 201623.
Caso a média de preços do petróleo se estabilize em torno de US$ 30 por barril, as alternativas
de investimento no México se tornam muito menos atrativas do que eram com o cenário do
petróleo a US$ 100 por barril. Nessa conjuntura, é altamente provável que investidores
internacionais prefiram adiar seus projetos de investimentos no país.
Como o mercado futuro apresenta estrutura de contango, isto é, preços para contratos futuros
mais altos do que para o curto prazo, isso pode indicar um aumento de preços no mercado
spot. Se isso ocorrer, é possível que as aspirações da Pemex venham a se realizar num futuro
um pouco mais longo do que aquele traçado, e numa velocidade possivelmente menor do que a
divulgada. O teor dos impactos, entretanto, permanece como muito positivo, trazendo mais
capital e investimentos para o país, estimulando a produção e dinamizando a economia
mexicana como um todo. Em termos de preço, especificamente, a maior oferta contribuirá para
reduzir os preços do petróleo, mas acredita-se que esse cenário só ocorrerá em um contexto
onde demanda e oferta de petróleo irão se equilibrar em níveis mais altos de preços. Para os
players no mercado americano e mundial, a reforma trará mais oportunidades de investimento
e ganhos, maior competição e possibilidades de evoluir a tecnologia de petróleo, seja para
águas profundas, seja para o tight.
22
No final de fevereiro, os preços do barril tipo Brent eram negociados em torno de US$ 30. Essa mudança tão drástica
dos preços do petróleo implica uma alteração significativa de cenários e pode afetar sobremaneira o sucesso a ser obtido
por esta Reforma, pelo menos no curto e médio prazos.
23
A Petrobras está entre as empresas pré-qualificadas para participar da licitação, além de outros importantes players,
tais como BP, Chevron, Exxon, Shell, Statoil e Total, e outras empresas.
Lajous (2014) afirma que o governo mexicano estava preocupado com o potencial efeito da
baixa de preços de 2014 no sucesso da Primeira Rodada de licitações24. No entanto, a abertura
ao investimento privado deve ser considerada estratégia de longo prazo e, portanto, protegido
de políticas ou conveniências econômicas de curto prazo (Lajous, 2014).
3.4. Tributação
3.4.1. Pré-reforma
24
Lajous (2014) também destaca que, apesar dos preços baixos, a receita do governo mexicano advinda do petróleo
estava parcialmente assegurada através de um dos maiores programas de hedge do mundo. Contudo, a combinação de
preços baixos e produção decrescente em 2016 deve afetar a receita governamental.
25
Segundo México (2012), a lista de tributos a seguir incidia sobre o setor antes da reforma: Direito ordinário sobre
hidrocarbonetos, Direito sobre hidrocarbonetos para o fundo de estabilização, Direito extraordinário sobre a exportação
de petróleo bruto, Direito para a Pesquisa Científica e Tecnológica em Matéria de Energia, Direito para a fiscalização
petroleira, Direito para regular e supervisionar a exploração e produção de hidrocarbonetos, Direito Único sobre
hidrocarbonetos, Direito especial sobre hidrocarbonetos (para Chicontepec e águas profundas), Direito adicional sobre
hidrocarbonetos (para Chicontepec e águas profundas), Imposto Especial sobre Produção e Serviços, Imposto sobre
Valor Agregado, Imposto sobre os Rendimentos Petrolíferos.
26
Para uma lista completa dos tributos pagos pela Pemex ao Estado Mexicano, ver a Tabela 5.
As contribuições da Pemex para o governo foram em média entre 30% e 40% da receita
governamental no setor petróleo, segundo uma análise dos dados da SHCP (2014).
3.4.2. Pós-reforma
A Lei de Receitas sobre Hidrocarbonetos (México, 2014b) estabelece o regime fiscal adotado
após a reforma. A principal vantagem do novo regime fiscal é a simplificação, já que o número
de tributos sobre o setor é reduzido, especialmente o regime incidente sobre a Pemex.
Outros tributos também se aplicam às concessões, e contratos com a Pemex, tais como:
• As deduções de custos receberam um teto equivalente a US$ 6,50 para cada barril de
petróleo produzido. No caso das concessões, o teto passa para 12,5% da receita de
petróleo de projetos em terra e águas rasas. O teto de 60% de receita de petróleo existe
para a produção de águas profundas e para Chicontepec com suas dificuldades geológicas.
Um limite de 80% para a receita de gás natural e condensados também se aplica.
27
Para mais detalhes, ver artigo 55 da Ley de ingresos sobre hidrocarburos (México, 2014b).
28
O artigo 40 da nova Lei de Receitas de Hidrocarbonetos estabelece a base do valor do tributo sobre a utilidade
compartilhada, da qual serão deduzidos os limites máximos de atividades de exploração, produção e investimento.
O novo regime fiscal será introduzido de maneira gradual, sendo aplicável a todos os novos
projetos e existindo a opção de migrar os projetos já existentes. Para tanto, esta medida não
terá um efeito sobre as receitas públicas durante 2014, o ano da migração. O novo regime
permitirá à Pemex receber um tratamento equivalente ao de qualquer outra empresa, o que
incrementará suas receitas líquidas de impostos.
Em tese, nos próximos 5 anos as leis secundárias estabelecem que a Pemex contribuirá para o
Ministério da Fazenda com menos de 11% dos tributos, frente a sua elevada média anterior de
69% da renda total. No papel, os tributos da Pemex foram reduzidos, mas nas leis reformadas,
o Ministério da Fazenda retém o direito de ajustá-los para assegurar receita suficiente para os
gastos públicos30. Portanto, apesar de argumentos de que a Pemex será tratada como uma
companhia produtiva, competitiva e autônoma, o governo detém o poder para recorrer aos
lucros da companhia estatal para propósitos nacionais. Isto poderá restringir severamente os
planos de investimento de longo prazo da Pemex (Negroponte, 2014).
A reforma aprovada pelo Congresso estimou em 4,7% do PIB o montante de recursos que
representou a renda petrolífera em 2013. Em 2014, estimou-se uma cobrança de impostos em
US$ 785 bilhões. Este montante vem caindo de US$ 923 bilhões em 2012 a US$ 862 bilhões em
2013, segundo as estatísticas de finanças públicas da Secretaria de Fazenda. Estas somas
representaram entre 6,0% do PIB em 2012 e 5,4% em 2013. (SHCP, 2014)
29
Pemex ainda está preocupada acreditando que permanece em desvantagem para competir com empresas de petróleo
privadas, devido à elevada tributação que recaía sobre ela e não sobre empresas privadas (Negroponte, 2014).
30
Para mais detalhes, ver Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2014 (Mexico, 2013c).
3.5.1. Pré-reforma
3.5.2. Pós-reforma
A legislação pós-reforma (México, 2014a) estabelece que as atividades de E&P no país, tanto
feitas por meio de contratos quanto de alocações, devem alcançar pelo menos 35% de
conteúdo nacional no seu conjunto em média. Essa meta exclui o E&P em águas profundas e
ultraprofundas. O percentual é igual ao já existente antes da reforma, segundo o diagnóstico
realizado pela Pemex, citado acima e será adotado gradualmente, começando com 25% em
2015 e aumentando até 35% em 2025. Posteriormente, será revisado a cada cinco anos.
Cada contrato e alocação terá também percentuais individuais, ainda não estabelecidos, assim
como prazos e etapas de cumprimento. No caso dos contratos, a meta de conteúdo nacional
será incluída na base do processo de licitação.
A Sener será responsável por estabelecer a metodologia para medir o conteúdo nacional e
verificar seu cumprimento. A metodologia deve incluir, entre outros: bens e serviços
contratados, mão de obra nacional, capacitação de mão de obra, investimento em
infraestrutura física local e regional e transferência de tecnologia.
31
O resultado final foi calculado pela média ponderada do conteúdo nacional de bens (18,6%), serviços (22,6%) e obras
públicas (52%), ponderada pelo valor gasto com cada categoria entre 2006 e 2008.
32
Contrato turnkey é aquele sob o qual a empresa contratada executa todo o projeto e o entrega em estado plenamente
operacional ao cliente, que só precisa ligar para colocá-lo em funcionamento.
Assim como o resto da reforma, a política de conteúdo nacional adotada é marcada pela
flexibilidade, de modo a se adaptar às diferentes condições de E&P que o país oferece. Maiores
detalhes serão conhecidos apenas com a publicação dos regulamentos pertinentes e dos
contratos oferecidos a cada rodada.
A seguir, serão explicados os principais aspectos pré e pós-reforma sobre gás natural,
petroquímica e refino.
3.6.1. Pré-reforma
A petroquímica era, a princípio, inteiramente incluída entre as atividades com monopólio direto
da Pemex (México, 1958). Em 1996, foi dividida entre petroquímica básica e não básica, sendo
a básica mantida sob monopólio da estatal e a não básica liberalizada para investimento
privado, sob regulação da CRE (Fernandes & Silveira, 2009).
O refino de petróleo, por sua vez, estava incluído no monopólio do Estado através da Pemex
até a reforma (México, 1958).
3.6.2. Pós-reforma
O gás natural, no que tange o upstream, está incluído na nova regulação descrita acima. Sua
exploração e produção são objetos dos mesmos tipos de contratos e alocações, mas com um
cálculo específico de royalties (conforme consta na subseção 3.2.2.).
O refino deixa de ser monopólio da Pemex e pode ser desenvolvido por outras empresas
mediante uma autorização da Sener, sendo esta necessária inclusive para a Pemex (México,
2014a). A reforma, contudo, seguiu afetando o downstream de petróleo e a política de preços
dos combustíveis, como descrito na próxima subseção.
3.7.1. Pré-reforma
Os preços dos combustíveis ao consumidor final são fixados pelo governo e sofrem reajustes
mensais estabelecidos pela Secretaria de Fazenda e Crédito Público. Existe uma fórmula que
leva em conta o custo do petróleo e de distribuição, o câmbio e tributos, mas não há
obrigatoriedade de o governo segui-la ao estabelecer o preço. (Plante & Jordan, 2013)
Segundo Plante & Jordan (2013), o México gastou mais de US$ 15 bilhões em 2011, ou quase
1,5% do seu PIB com subsídios a combustíveis - gasolina, diesel, GLP e outros. O Gráfico 4
mostra a evolução do preço da gasolina no México comparado ao preço nos Estados Unidos
entre 2000 e 2013, deixando claro o controle de preços.
Estados Unidos
México
A abertura do setor será acompanhada pela liberalização dos preços de combustíveis. Ambos se
darão de forma gradual entre 2015 e 2018. As permissões para comercialização de
combustíveis serão outorgadas a outras empresas a partir de 2016 e para importação, a partir
de 2017. Além disso, a partir de 2017, a Pemex terá que adequar seus contratos de
fornecimento às novas condições de mercado competitivo. Uma das medidas é que não poderá
haver condicionamento do fornecimento de combustíveis à celebração de contratos de franquia,
como era seu modelo anterior.
O preço do GLP também será liberalizado em processo análogo. Serão estabelecidos preços
máximos até o final de 2016 e a partir de 2017, mas o preço será o de mercado. A liberalização
do GLP será acompanhada de um programa de apoio focado que visa promover o uso eficiente
de recursos, ao trocar um subsídio geral por um direcionado33.
33
O setor residencial consumiu 59% do GLP no México em 2014, 74% se somado ao setor serviços (Sener, 2015), onde
o uso é principalmente para cocção e aquecimento de água. O GLP é incentivado na América Latina para esses usos
para substituir a lenha, cuja queima é menos segura e traz danos à saúde. Transporte e indústria consomem, cada um,
em torno de 10% do total da demanda mexicana.
3.8.1. Pré-reforma
No México, o Fundo Soberano foi criado no ano 2000, sob inspiração da OCDE34, conhecido
como Fundo Mexicano de Estabilização das Receitas Petrolíferas (ou Fondo de Estabilización de
Ingresos Petroleros - FEIP) e suas receitas eram destinadas à infraestrutura, saúde, educação
atividades de petróleo.
Criado por meio de um decreto, o fundo soberano começou com um aporte inicial de 5,84
milhões de pesos, o equivalente a US$ 583 milhões. O fundo é nutrido pelos superávits
petrolíferos, transferidos em uma base de 25% dessas receitas. É gerenciado pelo Banco
Central do México e investe apenas em títulos de renda fixa, particularmente em títulos do
tesouro americano. Apenas mais recentemente o fundo começou a desenvolver uma estratégia
de diversificação dos ativos para o mercado de equities. (Rinaldi, 2010)
34
A OCDE levou em consideração que o México é um país extremamente dependente dos recursos originários da renda
do petróleo, já que 30% do orçamento do setor público era proveniente das receitas advindas de produção e exploração
de hidrocarbonetos. A OCDE alertou sobre a necessidade de aumentar a arrecadação fiscal e reduzir a dependência das
finanças públicas das flutuações do mercado petrolífero. A OCDE recomendou, ainda, a criação de um fundo
“independente das finanças públicas”, capaz de absorver os efeitos diretos das flutuações do mercado internacional de
petróleo e o estabelecimento de um preço de referência abaixo daquele esperado, com a finalidade de criar recursos
excedentes, a serem destinados ao Fundo.
3.8.2. Pós-reforma
Esse novo fundo tem as mesmas responsabilidades do fundo do ano 2000, e a estas adiciona as
atividades de suporte financeiro à previdência social, energias renováveis, e desenvolvimento
econômico e social. O Fundo Soberano continuará a existir, porém, o acréscimo de novas
receitas será apenas dos juros das aplicações, e não mais das receitas petrolíferas.
Após terem sido aprovadas as leis regulamentares, em maio de 2014, o Fundo Mexicano do
Petróleo passou a ter a função de receber todas as receitas dos contratos relativas ao Estado
Mexicano, exceto os impostos e as contribuições, que correspondem ao Estado derivados das
alocações e dos contratos a que se refere o parágrafo 7o do artigo 27 da Constituição35.
Também será responsável por administrar e realizar os pagamentos estabelecidos nas
alocações e contratos, e as transferências que se especificam na lei. Inicialmente, o fundo
transferirá recursos para um fundo de estabilização das receitas petroleiras, até que se alcance
um limite máximo pré-estabelecido. Após o fundo alcançar este limite, esses recursos serão
destinados à poupança de longo prazo, que inclui investimentos em ativos financeiros, no limite
mínimo de 40% de todas as receitas recebidas. Os outros 60% serão destinados a
investimentos em diversos setores tais como projetos de petróleo, ciência, tecnologia,
previdência social, etc. O Fundo também transferirá recursos ao Tesouro para completar o
orçamento federal, mas esses recursos, oriundos das receitas de petróleo, devem se manter em
4,7% do PIB, o percentual transferido pela Pemex ao Tesouro em 2013. Além disso, também
serão transferidos recursos para fundos de extração de hidrocarbonetos, de pesquisa sobre
petróleo e sustentabilidade energética e de fiscalização.
Uma vez que a conta de poupança de longo prazo supere 3% do PIB, o Congresso Nacional
poderá autorizar o uso de até 60% dos recursos excedentes que ingressem no Fundo daí em
diante para financiar projetos específicos, ligados à previdência social (até 10%), ciência,
tecnologia e energias renováveis (até 10%), projetos de melhoria da conectividade e
desenvolvimento industrial (até 10%) e projetos de petróleo e infraestrutura (até 30%).
O Fundo contará com um Comitê Técnico integrado por três membros representantes do
Estado e dos membros independentes. Os membros representantes do Estado serão os titulares
da Secretaria de Fazenda e Crédito Público, da Secretaria de Energia e do Banco do México. Os
membros independentes serão nomeados pelo Presidente da República com aprovação do
Senado. O Presidente do Comitê será o Secretário de Fazenda e Crédito Público.
No próximo capítulo, alguns dos aspectos descritos na primeira metade desta Nota Técnica
serão revistos a fim de compará-los ao caso brasileiro.
35
As receitas do Estado que sejam recebidas como proporção do valor bruto dos hidrocarbonetos extraídos será
destinada ao Fundo Mexicano do Petróleo e aos Fundos de Estabilização das Receitas Petrolíferas e de Estabilização das
Receitas das Entidades Federativas, conforme determinado na legislação secundária mexicana.
Este capítulo tem por objeto realizar uma síntese comparativa da evolução do marco
regulatório nos países citados e, para tal, se divide em quatro seções. As três próximas seções
buscam comparar as principais fases comuns aos dois países, a saber: do início do setor à
nacionalização, do período de monopólio da empresa estatal; e, por último, da abertura do
setor ao investimento privado em ambos os países. A última seção também analisa
comparativamente o setor de petróleo nos dois países, suas principais companhias, seus
desafios e oportunidades.
A primeira fase de regulação do petróleo começa no fim do século XIX e se estende até a
criação das respectivas empresas estatais de petróleo em cada país, 1938 no México e 1953 no
Brasil.
36
Imposto proporcional ao rendimento de 1% da lavra.
Conforme visto no capítulo 1, a gestão dos direitos minerais no subsolo no México passou por
uma grande mudança a partir de 1917, que originou um conflito do direito de propriedade na
mudança legislativa, resolvido no início da década de 1940.
37
Nos EUA, os direitos de petróleo e gás natural offshore são de propriedade do governo federal ou do governo estadual
e são cedidos a empresas de petróleo para o seu desenvolvimento.
México México
1917/25 1884
No México, o regime de concessões para E&P de petróleo vigorou, na prática, até 1938, data da
expropriação da indústria petrolífera pelo Estado e criação da Pemex.
38
O Decreto-Lei nº 395/1938, que declara como “utilidade pública o abastecimento nacional de petróleo”, ressalta que o
Código de Minas, promulgado pelo Decreto nº 24.642/1934, “impôs ao proprietário das minas e jazidas conhecidas a
obrigação de manifestá-las ao poder público, dentro de prazos determinados, e que nenhuma jazida de hidrocarbureto,
líquido ou gasoso, de valor industrial, foi manifestada e mandada registrar na vigência dos mesmos prazos, resultando
em consequência que todas essas jazidas, porventura existentes no território nacional, foram incorporadas ao patrimônio
da Nação”.
39
Contratos de serviço de risco foram instituídos no Brasil já na década de 1930, mas não tiveram larga adoção.
Conforme será explicado mais adiante, somente após o primeiro choque do petróleo, os contratos de serviço de risco
foram reinstituídos. Através deles, as empresas internacionais poderiam atuar no upstream, em troca de participação
nos resultados. Tais contratos não tiveram resultados relevantes e a Constituição brasileira de 1988 os vetou.
No Brasil, em 1940, instituiu-se um novo Código de Minas, que já não mencionava concessões
ou contratos de risco, apenas autorizações para pesquisa e lavra das jazidas minerais. O
dispositivo legal a partir de 1940 passou a conceder apenas autorizações para pesquisa e lavra
de jazidas minerais, e optou-se pelo uso de seta contínua nesta parte da Figura 3 a fim de
explicitar a manutenção de uma destas formas de contratação até a próxima fase. É importante
destacar que a primeira descoberta comercial de petróleo no Brasil ocorreu no campo de Lobato
(Bahia) em 1939, mas que a exploração neste período inicial não obteve resultados expressivos
(ANP, 2015). Após intensas negociações no Congresso Nacional, a solução encontrada para
desenvolver o setor foi a manutenção do monopólio estatal do petróleo e a criação da
Petrobras, que inicia a segunda fase.
A segunda fase tem início com a criação das respectivas empresas estatais de Petróleo – a
Pemex em 193840 e a Petrobras em 1953 – e com a implementação, nos dois países, de um
regime de monopólio operado pela empresa estatal. Esse é o regime com maior grau de
intervenção estatal na indústria, em que o investimento de empresas privadas no E&P de
petróleo não é permitido, e se reduz o papel das empresas privadas ao fornecimento de alguns
serviços específicos à estatal.
40
Em 1938, a recém-criada Pemex passou a controlar a maioria dos ativos da indústria de Petróleo do México,
provenientes das empresas que perderam uma disputa judicial trabalhista, conforme explicado no capítulo 1. Algumas
poucas empresas privadas permaneceram no país e o regime de monopólio da Pemex foi incorporado à Lei apenas em
1958.
41
Em março de 1964, no governo do Presidente João Goulart, estas refinarias foram encampadas em favor da
Petrobras, através do Decreto nº 53.701/1964, o qual foi anulado logo após o golpe militar.
No México, a expropriação da indústria petrolífera se deu com o decreto de 1938, cujo nome é
Iniciativa de Decreto por el que se reforman los artículos 27 y 28 de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos e a Pemex foi criada no mesmo ano, para incorporar os ativos
expropriados das empresas. Um pequeno número de empresas privadas que não estava
envolvida na disputa judicial trabalhista que levou à expropriação, continuou suas atividades no
país. Em 1958, o monopólio da empresa estatal Pemex, que já existia na prática42, foi
incorporado à legislação. A Figura 5 ilustra a evolução do marco regulatório neste período.
Brasil Brasil
1953 1934/38
México México
1938/58 1917/25
Apesar da similaridade da regulação adotada, o contexto que levou a essa adoção foi distinto
nos dois países. Enquanto no México, a nacionalização da indústria foi o modo encontrado para
enfrentar as empresas privadas estrangeiras e colher para o Estado os benefícios da expressiva
produção de petróleo, no caso brasileiro, a opção por nacionalizar a indústria e criar uma
empresa estatal veio da necessidade de se investir no aumento da produção nacional de
petróleo e da capacidade de refino.
42
Apesar da maioria dos autores considerarem que o monopólio da Pemex começou em 1938, Samples e Vittor (2012)
citam que após a expropriação de 1938, a Pemex realizou contratos de serviços com risco com empresas privadas. Esta
prática era controversa por “terceirizar” o domínio da nação sobre a produção, uma vez que a Constituição dizia que tal
domínio era inalienável. Além de explicitar o papel monopolista da Pemex, a Lei de 1958 encerra esta questão ao
estabelecer que as remunerações devessem ser definidas em dinheiro, proibindo participações em produção e
resultados. Desta forma, regimes comuns na indústria mundial de petróleo (partilha, concessão e serviço com risco)
foram vedados. A fim de reafirmar esta ideia, em 1960, o artigo 27 da Constituição foi reformado e adicionado que não
seriam outorgadas novas concessões ou contratos, nem permaneceriam existindo os que já haviam sido outorgados
(México, 1960).
Como afirmam Tolmasquim & Pinto Jr. (2011), “na maior parte dos casos internacionais
[incluindo o México], a nacionalização da indústria do petróleo ocorreu em um ambiente já
caracterizado pela abundância de petróleo, onde o governo e a sociedade, não sem razão, se
sentiam espoliados de suas riquezas naturais (o petróleo) pelas grandes empresas
internacionais, as quais, em geral, se identificavam com os governos dos antigos países
colonizadores. No caso brasileiro, o contexto era de escassez de petróleo, e o ente colonizador
e espoliador não estavam presentes. Assim, a racionalidade da nacionalização parece muito
mais justificada pelo princípio da indústria nascente [...] e pela percepção do caráter estratégico
do petróleo para a industrialização do país do que por pressão anti-imperialista”.
No Brasil, o monopólio exercido pela empresa estatal vigorou entre 1953 e 1995, com exceção
dos chamados “contratos de risco”, que perduraram entre 1975 e 1988. Diante do imediato
pós-primeiro choque do petróleo e da elevada dependência brasileira de importação deste
hidrocarboneto, em 1975, o General Geisel aprovou os contratos de risco no país, através dos
quais as empresas internacionais poderiam atuar no upstream, em troca de participação nos
resultados. Tais contratos não tiveram resultados relevantes e a Constituição brasileira de 1988
os vetou. No México, o monopólio perdurou de 1938/1958 a 2013, com exceção dos contratos
de 2008 (contratos integrais, ver capítulo 1), que também não tiveram resultados significativos.
Ainda que não seja objeto desta Nota Técnica, vale ressaltar que, em 1995, houve a abertura
do setor petroquímico e de gás natural mexicano, conforme indicado no capítulo 1.
Apesar das tentativas de flexibilização do monopólio, esse regime esteve em vigor até a
abertura do setor, que teve início em 1995 no Brasil e em 2013 no México. A próxima seção
descreve a terceira e última fase do marco regulatório dos países analisados, com destaque
para a maior experiência ocorrida no Brasil, que serviu como um referencial para a reforma
mexicana (México, 2013a).
A terceira fase começa com a abertura do setor em cada país – 1995 no Brasil e 2013 no
México, mas o movimento que suscitou a reforma iniciou alguns anos antes.
43
Os incisos I a IV do artigo 177 da Constituição Federal de 1988 definem como monopólio da União: I - a pesquisa e a
lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; II - a refinação do petróleo nacional ou
estrangeiro; III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos
incisos anteriores; e IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de
petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás
natural de qualquer origem.
44
No Brasil, a terminologia tributos não compõe ou é composta pelas participações governamentais, porém ambas as
rubricas são parcelas do internacionalmente conhecido government take (Ver Tolmasquim & Pinto Jr., 2011).
45
Conforme o sítio de investidores da Petrobras (Petrobras, 2008), a primeira descoberta da Petrobras no pré-sal foi o
campo de Parati em 2005. No entanto, a companhia registra o anúncio da descoberta do pré-sal em 2006, ver
(Petrobras, 2013).
Em suma, o regime de regulação vigente atualmente no Brasil foi instituído em duas etapas: a
primeira entre 1995 (Brasil, 1995) e 1997 (Brasil, 1997) e a segunda em 2010 (Brasil, 2010a).
No México, conforme mencionado no capítulo 1, o principal fator que levou à abertura foi a
queda na produção de petróleo desde 2005, que fez com que o país exportasse menos
petróleo. A renda do petróleo contribuía com cerca de um terço do orçamento do governo e só
não sofreu uma queda brusca, porque a menor quantidade exportada foi compensada pela alta
no preço do barril no período.
Além do declínio de produção do complexo de Cantarell a partir de 2005, contribuiu para a crise
do sistema a redução das reservas e a falta de tecnologia, experiência e capital para investir em
exploração em aguas profundas, o que retardou consideravelmente a atividade de E&P no lado
mexicano do Golfo do México, onde se espera encontrar importantes reservas de petróleo, a
exemplo do que ocorre na margem americana do golfo. Soma-se a isso o fato de que, apesar
da Pemex gerar receitas, a empresa permanecia dependente do orçamento federal, disputando
recursos com outros projetos do Estado Mexicano. Desta forma, os investimentos necessários à
manutenção e/ou expansão da produção estavam engessados pelo Estado. Como fator
agravante de sua debilitação financeira, a estatal foi, por muitos anos, utilizada para captação
de empréstimos no exterior, para uso do governo fora do setor47.
46
O Congresso Nacional está estudando alterar esse limite (Senado do Brasil, 2015).
47
Vale ressaltar que durante um longo período a Pemex foi a companhia mexicana com melhor credit rating e maior
acesso aos mercados financeiros internacionais. Com isso, a Pemex obtinha os empréstimos e depois o governo
mexicano redistribuía os fundos no país (Fernandes & Silveira, 1999 e Breglia, 2013).
Mexicanos]
Monopólio Contrato de Propriedade
Contrato de Partilha de Partilha de Concessão,
da Empresa serviço com privada dos
serviço puro lucro produção Licença ou
Estatal risco minerais
Autorização
Brasil Brasil
1953 1975 a
1988
México México
1938/58 2008
O novo regime regulatório adotado no México é muito abrangente e flexível. Inclui os dois tipos
praticados no Brasil – concessões e partilha de produção, além de outros dois – contratos de
serviço com risco e partilha de lucro, como pode ser visto na Figura 7. Assim, o modelo dá
liberdade ao governo para adequar cada contrato às diferentes condições de cada área, bem
como de cada momento, sem a necessidade de alterar a Constituição nem a legislação do
setor.
Mexicanos]
Monopólio Contrato de Propriedade
Contrato de Partilha de Partilha de Concessão,
da Empresa serviço com privada dos
serviço puro lucro produção Licença ou
Estatal risco minerais
Autorização
Tanto Brasil quanto México adotam hoje sistemas híbridos, que admitem a coexistência de
diferentes tipos de contratação. Assim como aconteceu no Brasil, o México conciliou a abertura
do setor e o fim do monopólio com a manutenção de sua empresa estatal. No caso mexicano,
um dos objetivos da reforma é também reestruturar a própria Pemex, que deixou de ser um
“organismo descentralizado” e passará a ser uma “empresa produtiva do Estado”, que terá
como meta a criação de lucro (conforme descrito no capítulo 3). De modo similar à composição
do conselho de administração da Petrobras48, a Pemex terá um novo conselho de
administração, com a participação de representantes do governo federal e de conselheiros
independentes.
Conforme visto na Seção 3.3, a Pemex teve uma “Rodada Zero”, como é conhecido o direito de
a empresa estatal escolher determinadas áreas para exploração própria, antes que comecem as
rodadas de licitações abertas às outras empresas. O Brasil adotou a mesma prática em relação
à Petrobras durante a reforma de 1995.
Outras semelhanças com o caso brasileiro são a adoção de uma política de conteúdo nacional e
a criação de um fundo soberano. A Tabela 5 sintetiza os marcos legais, as modalidades de
contratação e a política de conteúdo local vigente nos países supracitados.
48
O Conselho de Administração da Petrobras é um órgão de natureza colegiada e autônomo dentro de suas
prerrogativas e responsabilidades, na forma da lei e do Estatuto Social (Petrobras, 2011).
O Brasil adota uma política de conteúdo local desde a primeira rodada de licitação de
concessões, que, incialmente, não exigia um percentual mínimo. O percentual de conteúdo local
oferecido pelas empresas gerava pontos que eram considerados no processo de licitação. Esse
modelo vigorou da primeira à quarta rodada, entre 1999 e 2002. A partir da quinta, em 2003,
passou-se a exigir um percentual mínimo de conteúdo local e, a partir da sétima, em 2005,
adotou-se uma faixa com limites mínimos e máximos (ANP, 2016). A adoção da cláusula da
partilha de produção não alterou as regras de conteúdo local estabelecidas pela ANP,
continuando a vigorar os mesmos percentuais e as regras anteriormente estabelecidas (ANP,
2013). No México, a política de conteúdo local começou a ser implantada pouco antes da
reforma, conforme visto no capítulo 3. A partir da reforma, esses percentuais passaram a variar
de 25% em 2015 chegando a 35% em 2025, em média, definido caso a caso.
No Brasil, o Fundo Soberano foi criado em 2008, para atuar como uma balança cambial frente a
variações muito intensas da moeda nacional frente ao dólar. Em 2010, a Lei nº 12.351/2010
(Brasil, 2010a), dentre outras providências no setor de petróleo e gás natural, determinou a
criação do Fundo Social (FS), e dispondo sobre sua estrutura e fonte de recursos. O Fundo
Social foi criado para o combate à pobreza e para o desenvolvimento de educação, cultura,
esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente, além de mitigação e adaptação às
mudanças climáticas. Conforme já discutido na seção 3.8, o Fundo Mexicano do Petróleo
(Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, ou FMP) foi criado em 2013,
no bojo da Reforma Constitucional do Petróleo, e utiliza, além das receitas da atividade de
exploração e produção, as rendas e poupança do seu antecessor, o Fundo de Estabilização de
Receitas Petrolíferas do México, ou Fondo de Estabilización de Ingresos Petroleros (FEIP),
criado no ano 2000, sob recomendação da OCDE (IPT, 2009). A Tabela 6 expõe as
semelhanças e especificidades dos fundos soberanos e do petróleo no Brasil e no México.
Fonte: Elaboração própria, a partir das legislações do México (México, 1958), (México, 2014a), (México, 2014b) e do
Brasil (Brasil, 2008) e (Brasil, 2010a).
Conforme visto na seção 3.8, os Fundos Soberanos de Riqueza (FSRs) existem há mais de
cinco décadas no mundo, e recebem um forte estímulo por parte da OCDE que tem
recomendado a sua criação para países que auferem recursos significativos com
commodities e que apresentam déficits fiscais e de contas correntes.
No México além do Fundo Soberano, criado no ano 2000, e conhecido como Fundo de
Estabilização das Receitas Petrolíferas do México (FEIP), foi criado um novo fundo em
2014. O Fundo Mexicano do Petróleo para a Estabilização e Desenvolvimento, que começou
a receber receitas do petróleo a partir de 2015, em excesso (ou seja, acima) de 4,7% do
PIB, após entrarem em operação as alocações concedidas à Pemex em 201449. Por seu
turno, no Brasil, também existem dois fundos diferentes, nos seus objetivos e dotações.
De modo análogo ao México, o primeiro fundo a ser criado no Brasil foi o Fundo Soberano,
instituído em 2008, pela Lei nº 11.887/2008 (Brasil, 2008), de 24 de dezembro, e tendo
como fundos originários, receita tributária, e títulos emitidos pelo Governo. Os objetivos do
Fundo Soberano, conforme apresentado na Lei, são “promover investimentos em ativos no
Brasil e no exterior, formar poupança pública, mitigar os efeitos dos ciclos econômicos e
fomentar projetos de interesse estratégico do País, localizados no exterior”. Os recursos do
Fundo Soberano do Brasil (FSB) serão utilizados exclusivamente para investimentos e
inversões financeiras nas finalidades previstas no artigo 1o da Lei nº 11.887/2008 (Brasil,
2008):
II. Por meio da integralização de cotas do fundo privado a que se refere o artigo 7 º da Lei
nº 11.887/2008 (Brasil, 2008), que criou o Fundo Fiscal de Investimentos e
Estabilização (FFIE). Conforme o artigo 7º, a União, com recursos do FSB, poderá
participar como cotista única de FFIE, a ser constituído por instituição financeira
federal, observadas as normas a que se refere o inciso XXII do artigo 4º da Lei nº
4.595/1964 (Brasil, 1964), de 31 de dezembro (cuja redação se propõe a “Estatuir
normas para as operações das instituições financeiras públicas, para preservar sua
solidez e adequar seu funcionamento aos objetivos desta lei”).
49
Para maiores detalhes, ver Senado do México (2014a), (2014b) e (2014c).
“O Fundo Soberano do Brasil (FSB) foi criado em dezembro de 2008 com o propósito de
formar poupança pública, promover investimentos em ativos no Brasil e no exterior, mitigar
os efeitos dos ciclos econômicos e fomentar projetos de interesse estratégico do País
localizado no exterior. A criação do FSB acompanhou o boom de FSR da década de 2000
resguardando suas peculiaridades.” (Lemos, 2013)
O segundo fundo brasileiro é o Fundo Social, criado pela Lei nº 12.351/2010 (Brasil,
2010a). Esse fundo tem origem nas receitas do Pré-Sal (parcela dos bônus de assinatura,
parcela dos royalties destinados à União e receita advinda da comercialização de petróleo,
de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos da União, conforme definido em lei, mais
os resultados de aplicações financeiras sobre suas disponibilidades e outros recursos
destinados ao FS por lei). A finalidade do Fundo Social é de constituir fonte de recursos
para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de
combate à pobreza e de desenvolvimento: da educação; da cultura; do esporte; da saúde
pública; da ciência e tecnologia; do meio ambiente; de mitigação e adaptação às mudanças
climáticas.
A próxima subseção segue comparando os países supracitados, desta vez com foco nas
empresas estatais que operam campos de petróleo.
-39,9
Lucro Líquido 2014 (US$ bilhões) -9,2
Destaca-se que o EBITDA da Pemex foi bem maior que o da Petrobras em 2014, que por sua
vez foi negativo, em grande parte, devido à perda de 19 bilhões de dólares por desvalorização
de ativos (impairment) da empresa brasileira (Petrobras, 2014). No entanto, ao comparar o
lucro líquido, a Petrobras perdeu menos ao longo do ano, devido à gigantesca tributação da
Pemex (56,1 bilhões de dólares) e benefícios aos empregados (20,7 bilhões de dólares)
(Pemex, 2015).
Nos últimos anos, a Petrobras realizou vultosos investimentos, o que contribuiu para um
endividamento elevado. Parte deste esforço direcionado ao E&P em situação de preços
favorável ao investimento conduziu a essa crescente oferta de petróleo da companhia brasileira.
Apesar da produção da Pemex estar maior que a da Petrobras, os movimentos são distintos:
enquanto a Pemex vem reduzindo anualmente, a Petrobras aumenta, e com perspectivas de
permanência desta dinâmica no curto e médio prazos. Por outro lado, a petrolífera mexicana
passou por uma reforma que promete ampliar sua competitividade e atrair investidores
internacionais, seja pela sua busca do aumento de eficiência, produtividade e transparência,
seja pelas oportunidades concretas e muito facilitadas de investir no setor de petróleo
mexicano.
5. Considerações Finais
Em alguns aspectos, como no caso da carga tributária, a reforma trouxe simplicidade, redução
do número de tributos (de treze para apenas três tributos) e das alíquotas, aliviando o custo
das empresas, contribuindo para elevar o retorno, e facilitando aspectos de gestão das
mesmas. Em outros aspectos, como no caso dos tipos de contratos, a reforma criou quatro
novos tipos de contratos (licença, partilha de produção, partilha de lucros e contratos de
serviços) onde antes só havia as alocações para a Pemex. Em resumo, a reforma promoveu a
adoção de medidas que deverão propiciar mais recursos para as empresas investidoras em
petróleo e gás natural, maior dinamismo para a economia mexicana, tais como: mais incentivos
a investir, menores impostos, regras de crescente e gradual conteúdo local, fundos de petróleo
que beneficiam diversos setores, desde a infraestrutura até serviços de saúde, educação e
assistência social.
Para os Estados Unidos, como vizinho do México, as consequências da reforma mexicana são
mais imediatas: um novo mercado bem atrativo para suas empresas operadoras, prestadoras
de serviços, e fornecedoras de equipamentos.
No caso do Brasil, a avaliação dos impactos requer um pouco mais de cuidado. Em primeiro
lugar, como opção alternativa de investimento, o México pode certamente atuar como
concorrência ao Brasil no setor petrolífero. O fato de ter realizado sua reforma mais
recentemente permitiu que o México avaliasse cautelosamente todas as opções e criasse um
ambiente bastante favorável aos investidores, permitindo-lhes uma maior liberdade de escolha:
no que concerne ao regime fiscal, aos parâmetros de otimização de lucros e produção, e
também maior flexibilidade quanto aos limites de conteúdo local.
Cumpre ressaltar que esta Nota Técnica foi inspirada pelo livro “Marcos Regulatórios da
Indústria Mundial do Petróleo”, cujos organizadores e autores, em quase sua totalidade,
trabalham ou trabalharam na EPE. Como desdobramento deste trabalho, devem ser assinaladas
duas linhas de pesquisa. Uma primeira linha envolve o estudo dos impactos e desdobramento
da Reforma no México. Uma segunda linha trata da continuação do estudo da indústria de
petróleo em países que têm forte influência no mercado internacional de petróleo ou
semelhanças com o Brasil.
Agradecimentos
Agradecemos aos geólogos Reneu Silva (ex-consultor técnico da DPG/EPE) e Regina Fernandes,
ao matemático Marcos Frederico de Souza, ao engenheiro Bruno Stukart e aos coautores do
livro Marcos Regulatórios da Indústria Mundial de Petróleo, os economistas Carlos Pacheco e
Giovani Machado, pela colaboração nas etapas iniciais desse trabalho, bem como pelo suporte
técnico ao longo do desenvolvimento desta Nota Técnica. Por fim, agradecemos ao ex-chefe do
escritório da Petrobras no México, o engenheiro Roberto de Toledo pela colaboração na etapa
final de elaboração deste documento.
Referências
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(ANP), acesso em 10 de dezembro de 2014, disponível em
http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/resolucoes_anp/2013/julho/ranp%2025%20-
%202013.xml?f=templates$fn=document-frame.htm$3.0$q=$x=$nc=4102.
BAHEN, D., SAINZ, F. & HERNÁNDEZ, A. (2007). La privatización Furtiva del Gas Natural en México.
Energía. Periódico del Frente de Trabajadores de la Energía (FTE).
BANCO DE MÉXICO (2016). Balanza Comercial de Mercancías de México. Acesso em abril de 2016,
disponível em http://www.banxico.org.mx/.
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