Exploração e Produção de Óleo e Gás

Exploração e produção constituem a base da indústria do petróleo. Grandes recursos são investidos em desenvolvimento tecnológico, na ampliação do conhecimento geológico e na formação de uma cadeia de bens e serviços que lhe dê suporte. A exploração dos campos concedidos ajuda a ampliar o conhecimento geológico das bacias sedimentares.

O Brasil possui 29 bacias sedimentares com interesse para pesquisa de hidrocarbonetos, cuja área é de 7,175 milhões de km² . Mas apenas um pequeno percentual dessas áreas está sob contratação para as atividades de exploração e produção.

Os contratos assinados pela ANP com as empresas em nome da União geram um efeito multiplicador na economia do País: mantêm o fluxo de investimentos, atraem empresas petrolíferas e incentivam a consolidação de uma indústria nacional de bens e serviços para o mercado.

Com a produção de petróleo e gás natural, os cofres públicos arrecadam recursos em participações governamentais oriundas dos contratos de concessões resultantes das licitações (bônus de assinatura, royalties e participações especiais). Parte destes recursos alimenta a formação de recursos humanos e o desenvolvimento de pesquisas que permitem novos saltos exploratórios para a indústria.

• O regime regulador misto: concessão e partilha da produção

  Desde 2010, está em vigor no Brasil o regime regulador misto para a exploração e produção de petróleo e gás natural. A Lei nº 12.351, promulgada em 22/12/2010, estabeleceu no País o regime de partilha da produção para as áreas do polígono do pré-sal e outras áreas que sejam consideradas estratégicas.

  Para todo o restante do território – cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras –, vigora o regime de concessão estabelecido pela Lei nº 9.478, de 6/8/1997. Outras duas leis complementam a regulação do setor. A Lei nº 12.276, de 30/6/2010, autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras uma área com o equivalente a 5 bilhões de barris de petróleo e, em contrapartida, a União obteve mais ações da Petrobras. Para representar a União nos consórcios para exploração e produção no pré-sal, foi promulgada a Lei nº 12.304, em 2/8/2010, que criou a empresa estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).
  
  

  Polígono do pré-sal

  
  

  Anexo da Lei nº 12.351, de 22/12/2010

  POLÍGONO PRÉ-SAL
  Coordenadas policônicas / SAD69 / MC54
  Longitude (W)	Latitude (S)	Vértices
  5828309.85	7131717.65	1
  5929556.50	7221864.57	2
  6051237.54	7283090.25	3
  6267090.28	7318567.19	4
  6435210.56	7528148.23	5
  6424907.47	7588826.11	6
  6474447.16	7641777.76	7
  6549160.52	7502144.27	8
  6502632.19	7429577.67	9
  6152150.71	7019438.85	10
  5836128.16	6995039.24	11
  5828309.85	7131717.65	12

  
  

  O que é concessão. O que é partilha de produção.

  Concessão – No regime de concessão, a empresa, ou o consórcio, contratado pela União assume o risco exploratório. No caso brasileiro, as empresas são contratadas por meio de licitações públicas, com regras claras e processos transparentes. O risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a empresa concessionária paga participações governamentais (taxas), quais sejam: bônus de assinatura (na assinatura do contrato), pagamento pela ocupação ou retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial. Os contratos são assinados pela ANP em nome da União.

  Partilha – Na partilha de produção, a União e a empresa contratada para explorar uma área dividem (partilham) o petróleo e o gás natural extraídos daquela área. É o regime mais comum nos países e/ou áreas detentoras de grandes reservas e com grande volume de produção. Do total de óleo produzido pela empresa contratada, ela desconta os custos da exploração, do desenvolvimento de um campo e da extração (custo em óleo). O volume de petróleo e/ou gás restante, depois de descontados os investimentos, é o excedente em óleo. Esse excedente é dividido entre União e contratada, que também paga royalties relativos à sua parcela da produção.

  Como funciona a partilha de produção no Brasil

  No regime de partilha, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decide se licitações (em rodadas de partilha) serão realizadas ou se será contratada diretamente a Petrobras, visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética.

  Na partilha, mesmo no caso de licitações, o CNPE oferece primeiramente à Petrobras a preferência de ser operadora dos blocos a serem contratados.

  Caso a Petrobras manifeste interesse em atuar na condição de operadora, o CNPE propõe à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%.

  Os blocos e os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção são definidos em resolução do CNPE e as licitações promovidas pela ANP.

  Ao Ministério de Minas e Energia (MME) cabe estabelecer diretrizes a serem observadas pela ANP para promoção da licitação e para a elaboração das minutas dos editais e dos contratos, posteriormente aprovados por aquele órgão.

  Nas licitações de partilha promovidas pela ANP, das empresas participantes será a vencedora aquela que oferecer ao Estado brasileiro a maior parcela de petróleo e gás natural (ou seja, a maior parcela do excedente em óleo).

  Os consórcios que explorarão o pré-sal serão compostos pela PPSA, representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Diferentemente da norma do regime de concessão, na partilha, os contratos serão assinados, em nome da União, pelo MME.

  O Fundo Social

  A maior parte das receitas obtidas pela União com o pré-sal (venda do óleo e do gás, parcela dos royalties, bônus de assinatura e rendimentos financeiros) serão destinados ao Fundo Social, também criado pela Lei nº 12.351/2010.

  O Fundo Social receberá igualmente parcela dos royalties e da participação especial que cabe à administração direta da União das áreas localizadas no pré-sal contratadas sob o regime de concessão.

  O Fundo administrará estes recursos de modo a investir em programas e projetos de desenvolvimento social e regional e de combate à pobreza. 

  A ANP e o regime misto

  No cenário da regulação mista do petróleo e do gás no Brasil, as atribuições da ANP estão estabelecidas pelas Leis nº 9.478/1997 e nº 12.351/2010. Cabe à ANP:

  - Promover e realizar estudos geológicos e geofísicos para identificação de potencial petrolífero, organizar e manter o acervo de informações e dados técnicos;

  - Delimitar e propor ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) os blocos a serem oferecidos nas rodadas de licitações (concessão e partilha);

  - Realizar licitações, para as duas modalidades, contratar os concessionários (no caso do regime de concessão) e fiscalizar o cumprimento dos contratos (partilha e produção);

  - Fiscalizar as boas práticas e todas as atividades realizadas sob o regime de concessão: analisar, aprovar e acompanhar o cumprimento dos planos de exploração, desenvolvimento e produção pelas concessionárias;

  - Calcular o valor dos royalties e participação especial (parcela da receita dos campos de grande produção ou rentabilidade) a serem pagos pelas empresas produtoras a estados e a municípios.

  No regime de partilha, a ANP é responsável também por:

  Na fase contratual:

  - Fazer cumprir as melhores práticas da indústria do petróleo, tais como as normas ambientais e de segurança operacional;

  - Analisar, aprovar e acompanhar o cumprimento dos planos de exploração, desenvolvimento e produção apresentados pelos consórcios vencedores;

  - Fiscalizar todas as atividades realizadas sob o regime de partilha apresentados pelas empresas que operam no pré-sal: analisar, aprovar e acompanhar o cumprimento e as boas práticas dos planos de exploração, desenvolvimento e produção.

  Oferta Permanente: oferta contínua de blocos e áreas nos dois regimes

  A ANP implementou a Oferta Permanente de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais para outorga de contratos de concessão para exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural, nos termos do artigo 4º da Resolução CNPE nº 17/2017, alterado pela Resolução CNPE nº 3/2020.

  A Oferta Permanente consistia, até dezembro de 2021, na oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas. A exceção eram os blocos localizados no polígono do pré-sal, nas áreas estratégicas ou na plataforma continental além das 200 milhas náuticas, bem como os autorizados a compor a 17ª e a 18ª Rodadas de Licitações.

  Em 9 de dezembro de 2021, foi publicada a Resolução CNPE nº 27/2021, que altera a Resolução CNPE nº 17/2017, estabelecendo como preferencial o sistema de Oferta Permanente para oferta de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos. Dessa forma, a ANP está autorizada a definir e licitar em Oferta Permanente, no regime em concessão, blocos em quaisquer bacias terrestres ou marítimas, bem como licitar campos devolvidos ou em processo de devolução.

  Esta resolução estabelece ainda que os campos ou blocos na área do pré-sal ou em áreas estratégicas só poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente por determinação específica do CNPE, com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco.

  Diferentemente de outras modalidades, na Oferta Permanente a realização de uma sessão pública de apresentação de ofertas ocorre até 120 dias após a aprovação pela Comissão Especial de Licitação (CEL) de uma ou mais declarações de interesse para quaisquer blocos ou áreas em oferta. A partir da aprovação, um novo Ciclo da Oferta Permanente é aberto e a CEL divulga o seu cronograma.

  A cada novo ciclo da Oferta Permanente sob o regime de concessão ou de partilha de produção, é publicado o cronograma com as datas e os prazos referentes a pagamentos, entrega de documentos e outras informações relevantes. 

  As leis que regem a exploração e a produção de petróleo e de gás natural

  Além da Lei nº 9.478/1997, conhecida como Lei do Petróleo, o marco regulatório da indústria de petróleo e gás natural no Brasil passou a ser estabelecido também pelas seguintes normas:

  A Lei nº 12.276/2010 autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras o direito de exercer atividade de pesquisa e lavra de petróleo em áreas do pré-sal com até 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), em troca de aumento de participação do estado brasileiro no capital da empresa.

  A Lei nº 12.304/2010 criou e determinou as atribuições da empresa pública PPSA, que representará a União na gestão dos contratos de partilha de produção celebrados entre o MME e as empresas de E&P e na gestão dos contratos para comercialização do petróleo e do gás natural do pré-sal. A PPSA terá, entre outras missões, a atribuição de integrar (com 50%) os consórcios formados para executar os contratos de partilha e representar a União nos comitês operacionais dos consórcios.

  A Lei nº 12.351/2010 estabeleceu o regime de partilha para as áreas não concedidas do pré-sal e outras áreas consideradas estratégicas. Definiu novas funções para a ANP, o MME e o CNPE nesse novo regime. Além disso, criou o fundo social para gerir a aplicação dos recursos da União oriundos da produção do pré-sal.

  A Lei nº 13.365/2016 flexibilizou a Lei nº 12.351/2010, possibilitando à Petrobras poder manifestar-se prioritariamente sobre o interesse de atuar como operadora (com o mínimo de 30% de participação) dos consórcios formados para exploração de blocos licitados sob o regime de partilha de produção.

  O Decreto nº 9.041/2017 regulamentou esse direito de preferência da Petrobras atuar como operadora nos consórcios sob o regime de partilha de produção.