Regime de Concessão

A criação da ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, e demais agências reguladoras, fez parte do contexto de uma nova concepção do papel do Estado, que gerou mudanças no ambiente institucional brasileiro. A partir de 1997, ano de seu surgimento, houve uma forte conscientização em incentivar o fortalecimento do setor industrial em E&P como fator fundamental para o crescimento do país.

Nesse sentido, foi estabelecida a exigência de Conteúdo Local mínimo como um dos fatores de avaliação para aquisição de blocos exploratórios sob o regime de concessão. O objetivo dessa medida se perfaz em estimular a participação da indústria nacional de bens e serviços em bases competitivas, nos projetos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural.

O início da implementação da Política de Conteúdo Local ocorreu com a primeira rodada de licitações, cujo edital de 30 de abril de 1999 estabeleceu o compromisso de aquisição local de bens e serviços como critério de julgamento das propostas, com peso de 15%. Entretanto, esses critérios sofreram alterações de pesos, limites, métodos de cálculo e comprovação ao longo do tempo.

Confira as principais mudanças relativas ao Conteúdo Local na linha do tempo das Rodadas de Concessão de Blocos Exploratórios.

O Pré-sal – Regime de Partilha da Produção e Cessão Onerosa

A descoberta do polígono do pré-sal, no ano de 2007, levou o governo a estabelecer, em 2010, o regime de partilha da produção. Até aquele momento todas as áreas eram disponibilizadas sob concessão. A partir de então, o país passa a ter um regime regulatório misto, englobando contratos de concessão e de partilha.

Vale esclarecer as diferenças entre as duas modalidades. No regime de concessão, a empresa/consórcio, contratado pela União em licitações públicas, assume o risco de investir e localizar, ou não, petróleo ou gás natural, e é detentor de toda descoberta e produção na área concedida. Em contrapartida, paga participações governamentais, como bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área, royalties e participação especial.

Já na partilha da produção, a União e a empresa contratada para explorar uma área partilham a produção do petróleo e gás natural extraídos. Os custos da exploração, do desenvolvimento de um campo e da extração são descontados do total de óleo produzido pela empresa contratada, gerando o excedente em óleo, que é dividido entre a mesma e a União.

A 1ª Rodada de Partilha da Produção do pré-sal, foi realizada em 2013, quando a Petrobrás era necessariamente a operadora dos contratos, conforme previsto na Lei 12.351/2010. No final de 2016, mudanças na legislação excluíram a obrigatoriedade da Petrobras atuar como operadora, contudo mantendo a participação mínima de 30% da empresa nos consórcios. O Decreto nº 9.041/2017 regulamentou o direito de preferência da Petrobras em atuar como operadora nas parcerias formadas para exploração e produção de blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção.

Nas licitações de partilha, promovidas pela ANP, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado, a maior parcela de petróleo e gás natural. Os bônus de assinatura são fixos e o excedente em óleo para a União é o único critério para definir a licitante vencedora. O Conteúdo Local mínimo exigido nas seis rodadas já ocorridas, entre os anos de 2013 a 2019, constou sempre de percentuais mínimos globais, acrescidos de subitens ou macro itens, conforme as mudanças regulatórias ao longo do tempo.

Os consórcios que exploram o pré-sal são compostos pela Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA); criada em 2013; representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Na partilha, os contratos são assinados, em nome da União, pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

Ainda no que concerne ao pré-sal, em 2010 a lei 12.276 autorizou a União a ceder onerosamente as áreas não concedidas localizadas na região marítima da Bacia de Santos à Petrobrás, dispensando a mesma do processo de licitação, para realização de atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo e gás natural. A companhia assegurou o direito de produzir até 5 bilhões de barris de petróleo em seis blocos no local. O Conteúdo Local mínimo exigido se estabeleceu em 37% a ser cumprido para fase de exploração e compromissos globais crescentes para fase de desenvolvimento.

A existência de volumes superiores ao acordado, extraídos da área em questão, levou o Conselho Nacional de Políticas Energética (CNPE) a autorizar a realização de licitações. Assim, em 2019 e 2021 ocorreram as 1ª e 2ª Rodadas de Licitações dos Excedentes da Cessão Onerosa. Acerca das regras de Conteúdo Local, percentuais mínimos por macro itens para a etapa de desenvolvimento foram estipulados. Para efeito de BID, o critério para os lances foi o de maior oferta de excedente de óleo destinado para a União, após dedução de despesas de produção e investimentos.

Acumulações Marginais e Oferta Permanente

A Resolução CNPE nº 17, de 8 de junho de 2017, em seu Artigo 4º, alterado pela Resolução CNPE nº 3, de 4 de junho de 2020, estabeleceu a Oferta Permanente de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais para outorga de contratos de concessão com fins de exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural.

Na Oferta Permanente há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.

Tendo sua inscrição aprovada nessa modalidade, a empresa pode declarar interesse em um ou mais dos blocos e áreas ofertados em edital. Após aprovação, pela Comissão Especial de Licitação (CEL), de uma ou mais declarações de interesse, tem início um ciclo da Oferta Permanente, com a divulgação de seu cronograma. Os ciclos correspondem à realização das sessões públicas de apresentação de ofertas para um ou mais setores que tiveram declaração de interesse, quando as empresas inscritas podem fazer suas ofertas. O conteúdo local não é critério para BID, mas são previstos percentuais mínimos obrigatórios, global para fase de exploração, e em macrogrupos na etapa de desenvolvimento.

A partir da publicação, em 24/12/2021, da Resolução nº 27/2021 do CNPE, estabelecendo que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do referido órgão, passou a haver duas modalidades da Oferta Permanente: a Oferta Permanente de Concessão (OPC), com seu 4º ciclo em andamento; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), com seu 2º ciclo em curso. Esse conteúdo precisa sempre ser atualizado.

Vale ressaltar que desde 2018 as áreas com acumulações marginais, ou seja, áreas inativas onde não houve produção de petróleo e /ou gás natural ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico, também são oferecidas em Oferta Permanente. O objetivo é oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas e possibilitar a continuidade das atividades de exploração e produção. Anteriormente essas áreas foram ofertadas em quatro rodadas específicas, ocorrendo entre 2005 a 2017. Nas três primeiras o CL mínimo exigido foi de 70% para fase de reabilitação e produção, sem ser critério para BID. Já a quarta rodada não contou com exigência de CL.

Veja todos esses eventos supracitados, Partilha da Produção, Cessão Onerosa, Acumulações Marginais e Oferta Permanente, e suas principais regras de Conteúdo Local ao longo do período de ocorrência na imagem abaixo.