Como funciona o processo de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil
No Brasil, o subsolo é propriedade da União, assim como os recursos minerais nele presentes. No caso do petróleo e gás natural, a exploração pode ser feita por empresas estatais ou privadas através de licitação pública – as chamadas rodadas de licitações, realizadas pela ANP –, sob os regimes de concessão ou partilha da produção, ou por meio de cessão, total ou parcial, de contratos de outras empresas.
A ANP tem por atribuição promover estudos geológicos e geofísicos para ampliar o conhecimento sobre as reservas brasileiras de petróleo e gás; guardar e organizar os dados coletados nestes estudos; sugerir ao governo as áreas a serem licitadas; promover as rodadas de licitações; e assinar os contratos de concessão em nome da União.
- Saiba mais sobre o papel da ANP.
- Conheça os painéis dinâmicos sobre exploração e produção de petróleo e gás natural.
Seleção dos Blocos Exploratórios
A ANP realiza os estudos e indica as áreas que serão oferecidas nas rodadas de licitações de acordo com a política energética nacional e com base nas orientações do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). São buscadas áreas geologicamente atrativas e com quantidade adequada de dados geológicos e geofísicos que permitam uma avaliação do potencial petrolífero.
Rodadas de Licitação
A ANP é responsável por realizar as rodadas de licitações para exploração de petróleo e gás natural, seguindo as diretrizes do CNPE. A empresa interessada em alguma das áreas oferecidas pode se inscrever para participar das rodadas e, caso tenha a inscrição aprovada, poderá apresentar ofertas nos leilões. Caso apresente a oferta vencedora, de acordo com os critérios previstos no edital, e efetue o pagamento do bônus de assinatura, a empresa (ou consórcio) poderá assinar o contrato que lhe dará o direito de realizar estudos em busca de petróleo e gás natural na área arrematada, assumindo o risco exploratório.
Oferta Permanente
Em 2018 teve início a oferta permanente de áreas, que consiste na oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais. É, atualmente, a principal modalidade de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.
Desse modo, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações "tradicional" para ter oportunidade de arrematar um bloco ou área com acumulação marginal, que passam a estar permanentemente em oferta.
Cessão de Contratos
Uma outra forma de as empresas adquirirem participação em blocos exploratórios ou campos produtores é pela transferência, no todo ou em parte, de contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Esse processo, denominado “cessão de contratos”, é permitido mediante autorização da ANP, desde que sejam preservadas as condições contratuais e atendidos os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos.
Os regimes de concessão e partilha
Desde 2010 o Brasil possui um regime regulatório misto, sendo que as áreas localizadas dentro do Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas são licitadas no regime de partilha e as demais, em regime de concessão. Neste último, caso descubra petróleo e/ou gás natural, a empresa (ou consórcio) terá o direito de comercializar a sua produção pagando as devidas participações governamentais (royalties e participações especiais). No regime de partilha, a produção é dividida entre a empresa (ou consórcio) e a União, descontados os custos de operação.
Cessão Onerosa
Também em 2010 foi estabelecido um regime de contratação direta de áreas específicas da União para a Petrobras, para exploração e produção de petróleo e gás natural, a Cessão Onerosa. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à empresa o direito de extrair até cinco bilhões de barris de petróleo equivalente nessas áreas não contratadas, localizadas no Pré-sal, conforme contrato firmado entre a União e a Petrobras.
Tendo em vista a constatação da existência de volumes totais de petróleo recuperável excedentes a esse volume, em quatro campos petrolíferos contratados sob esse contrato (Búzios, Atapu, Itapu e Sépia), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar os volumes excedentes.
A Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa ocorreu em 2019, quando foram ofertados os direitos de exploração e produção sobre os volumes excedentes de petróleo das quatro áreas, sendo arrematados Búzios e Itapu. Já a Segunda Rodada, na qual foram ofertados os direitos para Sépia e Atapu, foi realizada em dezembro de 2021.
- Veja o resultado da Primeira Rodada do Excedente da Cessão Onerosa.
- Veja o resultado da Segunda Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa.
Fases dos contratos
Os contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural são divididos em duas fases, a de exploração e a de produção. Na fase de exploração, são realizados estudos pelas empresas nas áreas arrematadas (como pesquisas sísmicas e perfuração de poços) para identificar possíveis reservatórios de petróleo e/ou gás natural.
Caso não os encontre, a empresa poderá, a seu critério, devolver a área à ANP, que poderá voltar a licitá-la futuramente. Caso encontre, a empresa deverá realizar uma avaliação se considera a descoberta comercial ou não.
Em caso afirmativo, faz uma “declaração de comercialidade” e apresenta um plano de desenvolvimento à ANP. Em caso negativo, a empresa poderá optar por continuar explorando a área (dentro do prazo previsto no edital) ou devolvê-la total ou parcialmente à ANP, observando o cumprimento dos investimentos mínimos obrigatórios previstos no contrato.
Após aprovado o plano de desenvolvimento, a área delimitada pela empresa torna-se um campo produtor e o contrato entra na fase de produção, que é dividida em duas etapas. A primeira é a de desenvolvimento da produção, na qual as empresas preparam a infraestrutura necessária para que o campo possa produzir.
Por fim, há a etapa de produção propriamente dita, na qual as operadoras, de fato, produzem petróleo e/ou gás natural. É a etapa mais longa de todo o ciclo de vida de um campo de petróleo, podendo se estender por décadas a depender da capacidade produtiva do campo.
Participações Governamentais e de Terceiros
Ao iniciar a produção, a empresa passa a pagar royalties sobre a receita bruta da produção mensal do campo, sobre a qual incide a alíquota estabelecida em contrato. Nos regimes de concessão ou cessão onerosa, essa alíquota é de 10%, podendo ser reduzida a até 5% em casos especiais. Nos contratos de partilha, essa alíquota é de 15%.
Nos casos de campos com grande volume de produção e/ou grande rentabilidade no regime de concessão, há também o pagamento trimestral de participação especial, que possui alíquotas progressivas de acordo com a localização da lavra, o número de anos e o volume de produção. O cálculo é feito sobre a receita líquida da produção trimestral em cada campo.
Quando o local onde são realizadas as atividades de exploração e produção localiza-se em propriedade privada, a empresa paga ao proprietário uma participação sobre o valor do petróleo e do gás natural produzidos.
O valor da participação a ser distribuída entre os proprietários de terra é apurado mensalmente, multiplicando-se percentual, entre 0,5% e 1%, sobre a receita bruta de produção (a mesma utilizada para apuração de royalties) em cada poço localizado em terras do proprietário.