Marco regulatório

Os marcos regulatórios das operações e atividades ligadas à indústria do petróleo e gás natural são aplicadas caso a caso, variando de país a país a partir de suas especificidades e necessidades próprias, o que significa que não há um único sistema de regulação para todos os países.

No caso brasileiro, todas as atividades foram conduzidas pela Petrobras de 1954 a 1997, quando houve a quebra desse monopólio, através da lei nº 9.478, sancionada durante o governo Fernando Henrique Cardoso que revogou a lei nº 2004, de 1953. A nova lei permitiu que, além da Petrobras, outras empresas estrangeiras e nacionais passassem a atuar nas atividades da indústria do petróleo em regime de concessão nas áreas do pós e pré-sal. Foi instituído também pela mesma lei a Agência Nacional do Petróleo (ANP), responsável pela regulação, fiscalização e contratação das atividades do setor e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão de assessoria e consulta encarregado de formular políticas para o setor petrolífero.

O novo modelo do setor petrolífero no Brasil passou a ser o seguinte: o monopólio deixou de ser exercido pela Petrobras e passou a ser da União, que é atualmente a “proprietária” do petróleo e gás no país, exercendo esse direito através da ANP. A agência atua como um órgão regulador, responsável, entre outras atribuições, pelas concessões às empresas interessadas em realizar a extração desses recursos, que em contrapartida devem destinar parcela dos recursos obtidos na forma de participações governamentais. Essas concessões são realizadas através de leilões (também chamados de rodadas), organizados pela própria ANP, nos quais as empresas se inscrevem e concorrem aos blocos ofertados de acordo com os parâmetros definidos pela agência no edital de cada rodada.  Assim, além da Petrobras, atuam nas atividades de exploração e produção no Brasil nas camadas de pós e pré-sal 26 empresas, dentre elas, as principais multinacionais do setor, como Shell, ExxonMobil, Statoil, Total, Chevron, CNOOC, CNODC e BP.

Especificamente no pré-sal, existem três tipos diferentes de sistemas de exploração: modelo de concessões, partilha de produção e cessão onerosa. O primeiro sistema esteve em vigor até 2010, quando foram promulgadas as leis 12.351/10 e 12.276/10, que instituíram os outros dois modelos, respectivamente. Abaixo as principais características desses três sistemas de exploração.

  • Modelo de concessão

 Esse modelo é normalmente atribuído à poços nos quais o risco exploratório é considerado médio ou alto, assumindo o concessionário todos os riscos e investimentos decorrentes da sua exploração. No processo licitatório, a partir de uma proposta de trabalho de exploração que as empresas apresentam à Agência Nacional de Petróleo Gás Natural e Biocombustíves (ANP), o bônus de assinatura, o percentual de conteúdo local e o programa exploratório mínimo são os que definem o vencedor. Em caso de descoberta comercial, o concessionário deve pagar à União, em dinheiro, tributos incidentes sobre a renda, além das participações governamentais aplicáveis (royalties, participações especiais e pagamento pela ocupação ou retenção de área). Entre as áreas reguladas pelo modelo de concessão estão, por exemplo, Marlim, Roncador, Lula e Jubarte.

  • Modelo de partilha da produção

Conforme define sua lei criadora, o modelo de partilha consiste em um: “regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato”. Da mesma forma que no modelo de concessão, o contratado deve pagar um bônus de assinatura decorrente do inicio da atividade exploratória. No entanto, no modelo de partilha, deve o vencedor da licitação pagar 15% do valor da produção em royalties, diferindo dos demais modelos em que o percentual estabelecido é de 10%. No Brasil, esse modelo é adotado para as atividades de exploração e produção em áreas do Pré-Sal que não se encontravam sob o modelo de concessão antes da Lei 12.351/10 e em áreas estratégicas. Nesses casos, a Petrobras, como determina a Lei, atua sempre como operadora, com uma participação mínima de 30%. O bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, foi a primeira área a ser licitada sob o regime de partilha de produção: a Petrobras tem 40% de participação nesse bloco, a Shell e a Total detêm 20% cada e as chinesas CNPC e CNOOC têm 10% de participação cada.

  •  Modelo de cessão onerosa

A Lei nº 12.276 autoriza a União a oferecer até cinco bilhões de barris de petróleo de poços determinados e do polígono do pré-sal que não estão sob o modelo de concessão à Petrobras. Como o Estado faz essa cessão em troca de pagamento, é dado a esse modelo o nome de cessão onerosa. Os contratos estabelecidos sob a luz desse modelo possuem duração máxima de 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos. Nesse modelo, a empresa contratada assume para si todos os custos e riscos decorrentes da exploração do petróleo. No entanto, tendo em vista que apenas a Petrobras está autorizada a operar a partir desse modelo, ou seja, que não há a necessidade de nenhum processo de licitação, também não ocorre o pagamento do bônus de assinatura, presente em ambos os modelos anteriores. Blocos originalmente concedidos para cessão onerosa: Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Iara e Peroba.

Sintetizando:

tabela marco

PPSA

Os sistemas de Partilha e Cessão Onerosa são de responsabilidade da “Pré-Sal Petróleo S.A” (PPSA), empresa pública vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), autorizada pela Lei n.º 12.304, de 2010 (sua criação, entretanto, só ocorreu em agosto de 2013, com a publicação do Decreto n.º 8.063), que tem como objetivos, a gestão dos contratos de partilha da produção para exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e de comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União (Lei n.º 12.351/2010). A PPSA também representa a União nos procedimentos de individualização da produção e nos acordos decorrentes, nos casos em que jazidas da área do Pré-sal e de áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas ou não contratadas sob o regime de partilha da produção.

Na prática, ocorre o seguinte: a empresa vencedora da licitação começa a produzir petróleo, paga os royalties, retira o petróleo de custo e divide com a PPSA o chamado petróleo de lucro (ou “excedente em óleo”). A estatal, por sua parte, irá comercializar essa parcela da União ou contratar a Petrobrás para comercializar (estando ainda em discussão com o MME e com o CNPE qual modelo será privilegiado). Atualmente, a PPSA já representa a União em 11 negociações dessa natureza, os chamados acordos de individualização da produção e outros 9 estão previstos para serem conduzidos pela companhia. A estimativa é que, ao fim do processo,  o modelo deva render à União um volume de petróleo recuperável da ordem de 1,8 bilhão a 2,3 bilhões de barris. A comercialização da parte que cabe a PPSA deve se iniciar em 2016, o que é considerado um ensaio para o “boom” que deve ocorrer quando o Campo de Libra entrar em plena operação.