Marco Regulatório

Os sistemas que regulam as atividades de exploração e produção de petróleo são aplicados em cada país a partir de suas especificidades e necessidades locais. Por esse motivo, cada marco regulatório é diferente, com variações que comportam a adoção de um ou mais sistemas.

No Brasil, a União é proprietária do petróleo, mas a extração pode ser feita por empresas ou consórcios mediante diversas formas de pagamento, como os royalties, que dependem do sistema vigente. O sistema de concessão regeu exclusivamente as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural até 2010, quando foram promulgadas as leis 12.276/10 e 12.351/10, que instituíram respectivamente os sistemas de cessão onerosa e partilha de produção. A partir de então, três sistemas passaram a conviver no país: concessão, partilha de produção e cessão onerosa.

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Conheça algumas diferenças entre os sistemas:

Modelo de concessão

  • Normalmente usado em caso de risco exploratório médio ou alto.
  • O concessionário assume todos os riscos e investimentos de exploração e produção.
  • No processo licitatório, o bônus de assinatura, o percentual de conteúdo local e o programa exploratório mínimo – uma proposta de trabalho de exploração que as empresas apresentam à Agência Nacional de Petróleo Gás Natural e Biocombustíves (ANP) – 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).
  • Depois de efetuados os pagamentos à União, o petróleo e o gás natural extraídos de um bloco são propriedade exclusiva do(s) concessionário(s).
  • No Brasil, é aplicado a todas as bacias sedimentares brasileiras, com exceção das áreas do Pré-Sal e de áreas estratégicas. Áreas do Pré-Sal licitadas antes da vigência do regime de partilha também são reguladas pelo modelo de concessão.
  • Entre as áreas reguladas pelo modelo de concessão estão, por exemplo, Marlim, Roncador, Lula e Jubarte.

Modelo de partilha

  • Normalmente usado em caso de baixo risco exploratório.
  • O contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração e produção.
  • A companhia ou o consórcio que executa as atividades assume o risco exploratório.
  • No processo licitatório, o critério de julgamento é o percentual de excedente em óleo (o chamado óleo-lucro), ou seja, quem oferecer à União a maior participação no volume de óleo produzido é o vencedor. No Brasil, o bônus de assinatura também é fixado no edital.
  • Se uma eventual descoberta na área sob o sistema de partilha não for economicamente viável, a companhia ou o consórcio não recebe qualquer tipo de indenização da União.
  • Se houver alguma descoberta comercial, a companhia ou o consórcio recebe, como ressarcimento, volumes da produção correspondentes a suas despesas na exploração (o chamado óleo-custo). Além do óleo-custo, recebe também os volumes de produção correspondentes aos royalties devidos e o óleo-lucro. O valor dos royalties é repassado à União, que o distribui aos estados e municípios.
  • No Brasil, 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 12.351/10, 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.

Cessão onerosa

  • A União, após autorização legal expressa, cedeu à companhia o direito de exercer, por meio de contratação direta, atividades de exploração e produção em áreas do Pré-Sal que não estão sob o modelo de concessão, limitadas ao volume máximo de 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural.
  • Nessas áreas, a Petrobras arca com todos os custos e assume os riscos de produção.
  • Os critérios para definir o valor dos direitos de produção da cessão onerosa foram estabelecidos por meio de negociações entre a União e a Petrobras, com base em laudos técnicos emitidos por entidades certificadoras independentes.
  • Blocos originalmente concedidos para cessão onerosa: Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Entorno de Iara e Peroba.
  • Duração do contrato: 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos.

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O que são os excedentes da cessão onerosa?

  • No dia 24 de junho de 2014, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a contratação direta da Petrobras para produção do volume excedente ao contratado sob o regime de cessão onerosa em quatro áreas do pré-sal: Búzios (Franco), Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi. Nessas áreas, a Petrobras atua com exclusividade. A produção será feita em regime de partilha, em contratos com vigência de 35 anos.
  • Segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), os volumes excedentes estão estimados entre 9,8 e 15,2 bilhões de barris.