A Política de Conteúdo Local e as diferentes fases de Exploração e Produção
A indústria petrolífera é composta por três áreas de atuação. Podemos dizer, de forma sucinta, que o segmento de Upstream se relaciona à produção de petróleo; atividades de exploração, perfuração e produção; o de Midstream ao processamento de petróleo; isto é, atividades de refino; e o de Downstream compreende a logística de vendas dos derivados acabados.
Desse modo, o setor de Exploração e Produção (E&P) compreende o upstream, que se divide nas Fases de Exploração, Desenvolvimento da Produção, Produção e Abandono (Descomissionamento).
Via de regra, os contratos de concessão, cessão onerosa e de partilha da produção determinam que a fase de exploração se inicia com a assinatura do contrato e termina com a declaração de comercialidade do bloco ou com a sua devolução.
A fase de exploração precede a fase de produção e tem por objetivo descobrir e avaliar jazidas de petróleo e/ou gás natural. Nesse período são desenvolvidas atividades de prospecção e perfuração.
A Fase de Produção tem início na data da apresentação da Declaração de Comercialidade (DC) e duração a depender do regime do contrato. Em um primeiro momento, o campo passa por uma etapa de desenvolvimento da produção, quando são realizadas atividades destinadas a instalar equipamentos e sistemas que tornam possível a produção. Ou seja, os campos em desenvolvimento ainda não iniciaram a produção. Depois do primeiro óleo produzido, os campos passam à fase de produção propriamente dita.
O navio-sonda NS-45 (Brava Star) / Créditos: Alexandre Gentil
Ao final da produção se dá a fase do abandono ou descomissionamento. Isso ocorre quando a produção de óleo e gás se apresenta desvantajosa. Então, são efetuados o encerramento das atividades, a limpeza e a remoção de estruturas e a recuperação ambiental do local.
Desde as primeiras rodadas de licitação, a exigência de Conteúdo Local incide somente para as Fases de Exploração e Desenvolvimento da Produção, conforme definido pela Política de Conteúdo Local através do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Os contratos firmados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) com as empresas vencedoras nas rodadas de licitações e com a Petrobras nas áreas de cessão onerosa incluem a cláusula de conteúdo local, que incide sobre essas duas fases.
Para saber mais leia: As Rodadas de Licitação e as Regras de Conteúdo Local .
Licitações de Exploração e Produção (E&P) e Regras de Conteúdo Local
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.
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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), no seu 4º ciclo; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), no seu 2º ciclo.
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.
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Individualização da Produção (ou Unitização) no segmento de E&P
Ocasionalmente, reservatórios ou jazidas podem se estender por mais de um bloco exploratório, sendo seus recursos detidos, algumas vezes, por mais de uma empresa contratada. A paridade das regras a serem seguidas e o trabalho em conjunto, por parte dos diferentes contratados, quando necessário, se torna importante para produzir da maneira mais racional e eficiente possível os recursos dessas jazidas compartilhadas.
Confira os Instrumentos de Regulação aplicados nesses casos
CIP – Compromisso de Individualização da Produção
Ocorre quando a jazida compartilhada se estende por dois blocos de uma mesma empresa contratada ou de um consórcio de mesma composição, sob regime e/ou rodadas de licitações distintas. O CIP é um compromisso do contratado com a ANP visando o cumprimento das regras referentes ao Conteúdo Local, royalties e outras participações de forma equalizada.
AIP – Acordo de Individualização da Produção
O AIP acontece quando a jazida compartilhada se estende por dois blocos pertencentes a empresas ou consórcios distintos. Nessa situação, os envolvidos negociam um Acordo de Individualização da Produção (AIP) no qual ficam estabelecidas a participação de cada um na produção daquela jazida e quem será o Operador do Campo, conduzindo as atividades de desenvolvimento e produção que serão executadas de maneira unificada, bem como a equalização das regras existentes em ambos os contratos.
Quando a Jazida Compartilhada englobar Áreas não Contratadas (ANC), a União também será parte do AIP. Caso a ANC se localize no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas, a União será representada pela PPSA. Nos demais casos, a União será representada pela ANP.
Anexação de Áreas
Cenário no qual a viabilidade da exploração de uma determinada jazida só é efetiva quando explorada junto a outra, que pode estar no mesmo campo ou não e devem pertencer à mesma empresa ou consórcio. A anexação da área garante a definição e o cumprimento dos compromissos de conteúdo local.
Conteúdo Local – CIP, AIP e Anexação de Áreas
Os critérios de conteúdo local a serem adotados no Acordo e no Compromisso de Individualização da produção, bem como na Anexação de Áreas nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural estão previstos em regulamentação específica da ANP, garantindo em termos legais a definição dos compromissos da parcela nacional a serem cumpridos.
Regulamentação dos termos de ajustamento de conduta – Conteúdo Local
No ano de 2021 a Agência Nacional do Petróleo efetivou a regulamentação dos Termos de Ajustamento de Conduta – TACs – relativos ao não cumprimento de percentuais de Conteúdo Local comprometidos nos contratos de exploração e produção de petróleo. O regramento viabiliza a conversão de multas em novos investimentos, visando, assim, o objetivo final do que se configura o Conteúdo Local, que é o desenvolvimento econômico e tecnológico da indústria nacional.
Na sequência do debate, que vinha ocorrendo há algum tempo, entre os diferentes agentes que compõem a indústria de O&G, por meio de consulta e audiência públicas, a ANP publicou resolução determinando as diretrizes a serem seguidas no que se refere a celebração do TAC, especificando os contratos elegíveis às regras, o escopo de atividades; com a possibilidade de ampliação pelo CNPE como previsto na minuta de proposta; os marcos temporais e prazos a serem seguidos pelos operadores, o processo de envio de dados à Agência, bem como os procedimentos de fiscalização da execução do TAC.
Para que seja celebrado um TAC, é preciso que exista um processo administrativo sancionador que apurou a infração de descumprimento de compromissos de conteúdo local.
A celebração do TAC é facultativa e configura o reconhecimento do descumprimento da obrigação de conteúdo local prevista no processo sancionador.
O processo para celebração de TAC deverá ser iniciado por solicitação do Operador do Contrato de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural com a anuência de todos os integrantes do Consórcio.
A normatização desse acordo pressupõe a necessidade do emprego de práticas e processos de controle visando atender ao reporte de informações à ANP, quando da opção pela formalização do TAC.
A Agência seguiu os ritos legais para publicação do enunciado em seu site de relatório padronizado da execução física e financeira dos compromissos assumidos no TAC e da comprovação da capacidade econômico-financeira compatível com a execução dos compromissos restantes; e dos certificados de conteúdo local dos bens e serviços adquiridos para a execução dos compromissos assumidos no TAC. Esses modelos de documentos deverão nortear os reportes à Agência por parte das operadoras que celebrarem o Termo de Ajustamento de Conduta de Conteúdo Local.
A importância da organização dos dados e dos processos relacionados ao Conteúdo Local
Ao longo de uma Campanha Exploratória ou de Desenvolvimento da Produção, diversos processos são executados e dados são gerados para suportar o compromisso regulatório de conteúdo local.
Os processos relacionados a esse assunto podem começar antes mesmo da assinatura do contrato com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e se estendem por toda a Campanha Exploratória de um Bloco e/ou de Desenvolvimento da Produção de um Campo. Ou seja, os dados podem ter de ficar disponíveis por mais de 10 anos a depender dos resultados das Campanhas.
Esses dados são importantes não apenas para reportar à ANP no formato e periodicidade definidos pela Agência, mas também por suportarem as tomadas de decisões e os processos da Companhia no que tange à contratação de serviços, produtos ou materiais de fornecedores que de fato entregam o conteúdo local prometido, previsibilidade de possíveis penalidades impostas pelas cláusulas de conteúdo local, respostas às auditorias internas e/ou da ANP, dentre outros.
Destacamos a seguir os principais processos e ações que produzem ou usufruem dos dados relacionados ao conteúdo local.
Contratação de Fornecedores
É importante no momento de uma contratação entender e definir o percentual de conteúdo local que o serviço, produto ou material deve atingir. Esses dados ajudam a prever o conteúdo local já contratado e permitem acompanhar se efetivamente o fornecedor está cumprindo com o acordado de conteúdo local. Sendo assim, é importante ter nos contratos cláusulas específicas para o assunto e previsão de penalidades em caso de não cumprimento das regras.
Realização dos Investimentos, Recebimento dos Certificados de Conteúdo Local e Apropriação e Classificação ANP
A realização e comprovação dos investimentos para conteúdo local se dá a partir dos documentos fiscais (nota fiscal, invoice, folha de pagamento etc.), esses documentos precisam ser devidamente catalogados e é necessário cobrar aos respectivos fornecedores, analisar, e associar os certificados/declarações de conteúdo local a cada um deles quando aplicável. É necessário também analisar e classificar os investimentos de acordo com a determinação da ANP e definir para qual bloco ou campo eles foram realizados. Esse processo é o principal gerador de dados para o acompanhamento dos fornecedores e para os processos a seguir.
Estimativas e Projeções de Penalidades
Baseado nos compromissos de conteúdo local acordados com a ANP, nos compromissos definidos nos contratos de fornecimento e nos dados gerados a partir do processo de realização dos investimentos, recebimento dos certificados/declarações de conteúdo local e apropriação e classificação ANP, é possível estimar as penalidades que a companhia está exposta e também projetar cenários para entender as penalidades futuras de acordo com cada um deles. Esse processo impacta diretamente na provisão de recursos da Companhia.
Relatórios da ANP
Uma vez os dados sendo devidamente trabalhados, é necessário reportar a ANP, trimestralmente ou anualmente, a depender da rodada dos ativos e outros parâmetros contratuais, os relatórios de acompanhamento do conteúdo local. Se os dados não estiverem organizados e disponíveis no tempo definido, o cumprimento dessa obrigação se torna inviável.
Auditoria da ANP
Ao término da Campanha Exploratória ou do Desenvolvimento da Produção, a ANP auditará o operador para entender a veracidade de todos os dados disponibilizados nos Relatórios e aferir o cumprimento ou não dos compromissos de conteúdo local. Durante esse processo é necessário apresentar os documentos fiscais, os certificados/declarações de conteúdo local e outros documentos que fazem parte dos números apresentados nos relatórios ao longo da Campanha.
Nesse momento é de extrema importância ter os dados devidamente organizados e disponíveis para que seja possível responder a todos os questionamentos de uma auditoria e principalmente evidenciar a consistência dos números apresentados.
Podemos observar que os principais processos que envolvem o tratamento do conteúdo local dentro de um operador geram e são suportados por muitos dados, sendo fundamental ter um sistema de informação e profissionais qualificados para sustentar toda a operação. Sem esse suporte, pode ser muito custoso para um operador arcar com o não cumprimento e/ou a efetiva não comprovação do conteúdo local atingido para um determinado ativo (Bloco ou Campo).
Interpretação e Classificação de Conteúdo Local
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) determina a classificação em nacional ou estrangeiro dos valores investidos e gastos nas contratações de serviços, bens e produtos utilizados no processo de Exploração e Produção de Óleo & Gás, os mesmos devem atender aos conceitos estabelecidos nas Resoluções, Portarias ou Notas Técnicas emitidas pela Agência e também nas regras definidas nos Contratos de Concessão, de Cessão Onerosa e de Partilha da Produção.
Ao entregar os Relatórios de Conteúdo Local e os Relatórios de Gastos para a ANP, os operadores devem apresentar os investimentos e gastos que realizaram no ano e no trimestre anterior. Os relatórios precisam conter as informações das classificações dos itens e subitens conforme a regulamentação. Nesse momento, os operadores afirmam que os serviços e produtos contratados e adquiridos foram classificados e considerados nos relatórios corretamente. A ação de classificação, é a chave para o sucesso de todo o processo, além dessa informação ser enviada de forma correta para ANP, ela impacta nas estimativas e projeções de penalidades e por consequência na estratégia da companhia.
Além do próprio Contrato de E&P, a ANP utiliza instrumentos regulatórios (Resoluções, Portarias, Notas Técnicas, etc) para determinar aos Agentes Regulados as regras que precisam ser seguidas, e conta com o auxílio de tecnologias e automação para análise e fiscalização de serviços e produtos.
É importante possuir capital humano capacitado para interpretar e classificar adequadamente os documentos referentes as contratações realizadas pelas Operadoras.
As Rodadas de Licitação e as Regras de Conteúdo Local
No decorrer dos anos, tivemos várias licitações/rodadas de blocos exploratórios, cada uma delas com regras específicas. As mudanças das regras de rodada para rodada são decisões do governo, objetivando obter os níveis apropriados de conteúdo local na indústria de bens e serviços, e ao mesmo tempo promover atratividade para os investimentos no setor de Petróleo e Gás Natural no Brasil.
Rodada Zero (1998):
A “Lei do Petróleo” (Lei 9.478/1997) pôs fim ao monopólio exercido pela Petrobras para as atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil. Ficou determinado que outras empresas poderiam exercer essas e outras atividades previstas na Lei.
A Rodada Zero ratificou os direitos da Petrobras na forma de contratos de concessão sobre os campos que se encontravam em efetiva produção na data de vigência da Lei. No caso dos blocos em que a empresa estatal tenha realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos na exploração, ela teve seus direitos assegurados por três anos para prosseguir nos trabalhos de Exploração e Desenvolvimento da Produção.
Durante essa rodada não houve cláusula de conteúdo local nos contratos, logo não havendo compromissos a serem cumpridos.
1 Rodadas sob o regime de Concessão
• Rodadas 1 a 4 (1999 – 2002):
Até a 4ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), os concorrentes puderam ofertar livremente o percentual de conteúdo local para a realização das atividades de Exploração e Desenvolvimento da Produção.
O percentual de Conteúdo Local oferecido era considerado como fator de pontuação das ofertas para aquisição dos blocos, com a seguinte distribuição: 3% para a Fase de Exploração e 12% para a Etapa de Desenvolvimento da Produção, totalizando 15% de Conteúdo Local.
Os contratos estabelecem apenas compromissos globais para a Fase de Exploração e para a Etapa de Desenvolvimento da Produção.
Não houve exigência de um valor mínimo, tendo sido estabelecido o valor máximo para fins de pontuação.
Nessas rodadas os contratos passam a apresentar incentivos adicionais para alguns itens específicos.
Multa:
Para as rodadas 1 e 2 a multa pelo não cumprimento do conteúdo local poderia chegar a 2 vezes o valor não realizado de conteúdo local.
Já para as rodadas 3 e 4, a multa pelo não cumprimento do conteúdo local ficou um pouco mais complexa trazendo fatores multiplicadores que dependiam do CL Ofertado.
• Rodadas 5 e 6 (2003 – 2004):
Nessas rodadas as cláusulas de conteúdo local foram modificadas e passaram a exigir percentuais mínimos para as Fase de Exploração e Etapa de Desenvolvimento da Produção, de acordo com a qualificação exigida ao operador. Além do valor mínimo estabelecido, foram considerados na pontuação compromissos adicionais específicos para determinadas operações.
CL mínimo para as fases de Exploração e Desenvolvimento nas Rodadas 5 e 6
Fonte: Edital ANP de Licitações (Quinta Rodada de Licitações)
O peso do conteúdo local no julgamento das ofertas passou de 15% para 40%, sendo 15% para a Fase de Exploração e 25% para a Etapa de Desenvolvimento da Produção.
Além disso, os contratos passaram a estabelecer, além dos compromissos globais de conteúdo local, compromissos em atividades/itens específicos tanto na Fase de Exploração quanto na Etapa de Desenvolvimento da Produção.
Os incentivos existentes nas rodadas anteriores foram retirados dos contratos.
Multas:
Nessas rodadas o cálculo da Multa também foi alterado e passou a obedecer a referências globais e em atividades específicas.
• Rodadas 7 a 13 (2005 – 2015):
Nos editais foram definidos limites mínimos e máximos de acordo com a localização do bloco licitado, para efeitos de pontuação das ofertas nas Fase de Exploração e na Etapa de Desenvolvimento da Produção. Passou-se a considerar a localização dos blocos, segundo quatro critérios:
Localização dos Blocos
Fonte: Edital ANP de Licitações (Oitava Rodada de Licitações)
Outra mudança foi a alteração no peso do conteúdo local para fins de pontuação do leilão, passando de 40% para 20%, sendo 5% na Fase de Exploração e 15% para a Etapa de Desenvolvimento da Produção.
Ficou estabelecido também que haveria uma planilha contendo itens e subitens, tanto para Fase Exploratória quanto para a Etapa de Desenvolvimento da Produção, onde a empresa ofertante pudesse alocar pesos e percentuais de conteúdo local em cada um dos itens.
A partir da 7ª rodada houve a introdução da Cartilha de Conteúdo Local como ferramenta de medição contratual de conteúdo local, além da mudança da comprovação do conteúdo local, que anteriormente era feita por uma Declaração do Fornecedor, que passou a ser baseada em Certificação de Terceira Parte.
Mais informações sobre certificação podem ser obtidas em Certificação de Conteúdo Local . As resoluções que compõem o sistema de certificação podem ser acessadas no menu Legislação do site da ANP.
As regras de Multa foram alteradas considerando um coeficiente de não realização de conteúdo local (65%).
• Rodadas 14 a 17 (2017 – 2021):
A partir da 14ª Rodada de licitações, os compromissos de conteúdo local foram simplificados e os percentuais mínimos foram adequados.
A Regra de Conteúdo Local passou a obedecer a compromissos globais na Fase de Exploração e para a Etapa de Desenvolvimento da Produção, ficaram estabelecidos compromissos em macro itens, os percentuais mínimos de conteúdo local podem ser observados na tabela abaixo.
Compromisso de Conteúdo Local
Fonte: Seminário Jurídico ANP, 2017
Os compromissos de conteúdo local deixaram de ser considerados como fator de pontuação das ofertas na licitação. Esse aprimoramento tem sido mantido para as rodadas posteriores.
A metodologia de cálculo de multa também foi alterada.
• Se o percentual de conteúdo local não realizado for inferior a 65% do conteúdo local mínimo, a multa será de 40% sobre o conteúdo local não realizado.
Caso seja igual ou superior a 65%, a multa será crescente a partir de 40%, atingindo o máximo de 75% do valor de conteúdo local
Em 2018 a ANP, emitiu a Resolução 726/2018 que estabeleceu os critérios, requisitos e procedimentos aplicáveis à isenção de cumprimento da obrigação de conteúdo local, bem como as regras gerais dos ajustes de percentual de conteúdo local comprometido e das transferências de excedente de conteúdo local relativos aos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural, e ainda faculta aos operadores a possibilidade de realização de aditamento contratual.
Assim, as operadoras puderam optar entre manter as condições originais dos seus contratos ou, com base na evolução regulatória, aderir ao novo modelo, que estabelece índices reduzidos de conteúdo local, mas sem possibilidade de isenção (waiver).
Mais detalhes sobre a Resolução 726/2018 podem ser lidas no artigo Resolução ANP Nº 726/2018.
Em dezembro de 2023 o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou o aumento dos percentuais de conteúdo local para as próximas rodadas de licitação nos regimes de concessão e partilha de produção.
Os percentuais passam de 18% para 30% na fase de exploração e de 25% para 30% para perfuração de poços na etapa de desenvolvimento.
O CNPE solicitou que a ANP regulamente as cláusulas contratuais que dão preferência à contratação de fornecedores brasileiros, pois por meio da divulgação clara, transparente e acessível dos cronogramas e especificações detalhadas dos bens e serviços a serem contratados pelas petroleiras, os fornecedores de bens e serviços nacionais teriam previsibilidade.
2 Rodadas sob o regime de Partilha
Nas licitações de partilha, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado, o maior percentual de petróleo e gás natural produzido (ou seja, o maior percentual de excedente em óleo).
No Brasil estão em vigor 17 contratos em regime de partilha. O primeiro contrato assinado foi em 2013, fruto da 1ª Rodada de Partilha de Produção promovida pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Outros 14 contratos são oriundos da 2ª, 3ª, 4ª, 5ª e 6ª Rodadas de Partilha da Produção e 2 contratos são oriundos do Excedente da Cessão Onerosa
Mais detalhes sobre o Regime de Partilha podem ser vistos no artigo Regime de Partilha – Introdução e Regras de Conteúdo Local.
3 Rodadas de Cessão Onerosa e Excedente de Cessão Onerosa
A Lei nº 12.276 de 2010 autorizou a União a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal.
Sendo assim, no mesmo ano, a Petrobras assina o contrato e paga à União o valor estipulado em contrato antes mesmo de produzir qualquer barril de petróleo.
Neste contrato, a União cedeu à Petrobras o direito de produzir, com 100% de participação, um volume de até 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em seis blocos no pré-sal da Bacia de Santos.
O contrato previa um mecanismo de revisão e ressarcimento, para assegurar que seu valor fosse adequado. A revisão seria feita após a declaração de comercialidade dos campos, com posterior pagamento da diferença entre o valor revisto e o valor inicial do contrato.
Ao dar prosseguimento à Campanha Exploratória dos seis blocos (hoje os campos de Búzios, Sépia, Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu, Itapu, Sul de Lula e Sul de Sapinhoá) localizados nas áreas da Cessão Onerosa, a Petrobras avançou nas descobertas e identificou que havia volume maior do que o os inicialmente previstos. Por conta disso, os excedentes poderiam ser leiloados sob regime de Partilha, conforme legislação vigente, caso houvesse o consentimento da Petrobras, por ser a operadora dos campos da Cessão Onerosa.
Sendo assim, foram feitos 2 leilões do Excedente da Cessão Onerosa nos anos de 2019 e 2021.
4 Oferta Permanente
Até dezembro de 2021 a Oferta Permanente consistia na oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizadas em quaisquer bacias terrestres ou marítimas. As exceções eram os blocos do pré-sal e as áreas estratégicas ou na Plataforma Continental além das 200 milhas náuticas.
Contudo, com a publicação da Resolução CNPE nº 27/2021 ficou estabelecido como preferencial o sistema de Oferta Permanente. Dessa forma, a ANP está autorizada a definir e licitar em Oferta Permanente no regime de concessão (OPC), 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 de Partilha (OPP) por determinação específica do CNPE.
Sendo assim, em janeiro de 2022, foi publicada a Resolução CNPE nº 26 que autorizou a licitação de 11 blocos no Sistema de Oferta Permanente de Partilha, e aprovou os parâmetros técnicos e econômicos da licitação.
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.
Resolução ANP Nº 726/2018
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) começou a aplicar o conceito de Conteúdo Local (CL) a partir da 1ª rodada de licitações, o conteúdo local é firmado nos Contratos de Exploração e Produção junto as empresas Operadoras.
A Política de Conteúdo Local possui uma legislação complexa, que a normatiza. O não cumprimento do conteúdo local já gerou multas de valores expressivos.
Conforme o site da ANP o total de multas até dezembro/2018 foi de R$311.228.867,77 considerando todas as rodadas. Por conta do não cumprimento do conteúdo local, dos altos valores de multa, e também visando a correção de normas e compromissos exigidos, a ANP instituiu o aditamento da cláusula de conteúdo local.
A Resolução ANP Nº726 de 11 de abril de 2018, estabeleceu condições e procedimentos para a isenção de cumprimento das obrigações de Conteúdo Local, bem como ajustes do percentual comprometido e transferências de excedente de Conteúdo Local para os Contratos de Exploração e Produção a partir da 7ª a 13ª rodada de licitações, de Cessão Onerosa, da Primeira Rodada de Partilha de Produção, e do Contrato da Segunda Rodada de Partilha de Produção referente à área unitizável adjacente a Gato do Mato.
Além disso, a Resolução ofereceu aos operadores a possibilidade de aditamento da cláusula contratual de Conteúdo Local, para os contratos que estejam, na data da sua publicação, realizando atividades da Fase de Exploração e/ou da Fase de Produção.
A opção pelo aditamento teve como contrapartida a extinção das hipóteses de isenção (waiver) e ajuste. Além disso, as empresas tiveram de renunciar expressamente a qualquer pleito que tivessem contra a ANP em função de multas já pagas por descumprimento da obrigação de conteúdo local.
Com o prazo para as empresas interessadas pedirem aditamento de seus contratos encerrados em 10 de agosto de 2018, os termos aditivos celebrados estabeleceram que os novos compromissos de conteúdo local nos contratos aditados passassem a ser os seguintes:
Foram solicitados o aditamento de 287 contratos, destes apenas 266 tiveram seus compromissos de conteúdo local atualizados.
Dados retirados do Site da ANP – atualizados em 08/03/2021
Regime de Partilha – Introdução e Regras de Conteúdo Local
Os Contratos de Partilha surgiram na Indonésia, em 1966, por pressão de movimentos nacionalistas que criticavam o uso dos recursos do país. Atualmente, vigoram em cerca de 60 países na África, Sudeste asiático e Ásia central.
No Brasil, o Poder Executivo enviou ao Congresso Nacional quatro projetos de lei com o objetivo de instituir um novo marco regulatório para a exploração do petróleo no país, esse movimento aconteceu em 2009. A principal alteração proposta foi a introdução do regime de partilha, que passou a substituir o atual regime, de concessão, para os ativos que estivessem dentro do polígono do Pré-Sal. Em 22/12/2010 foi sancionada a Lei no 12.351, que instituiu o Regime de Partilha.
Com a introdução desse modelo, a Petrobras seria obrigatoriamente a Operadora, com o mínimo de 30% de participação. Em 2016, foi aprovada uma alteração na legislação que revogou a obrigatoriedade da Petrobras de ser a Operadora exclusiva no polígono do Pré-sal.
Fonte: wikigeo.pbworks
Foi ainda criada uma nova estatal, a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) para administrar os volumes de óleo de propriedade da União.
Em linhas gerais, no Regime de Partilha o Estado é o dono do hidrocarboneto produzido, e a empresa que o explora tem o direito à restituição, em óleo, do custo de exploração, essa parcela é chamada de custo em óleo. Já a parcela do lucro do campo, é chamada de óleo excedente, ou seja, se refere óleo que excede os custos de exploração.
Para se definir um vencedor do leilão, delega-se o direito de explorar determinada área a empresa que ofertar a maior alíquota do óleo excedente, o regime brasileiro de partilha também prevê a cobrança de royalties e de bônus de assinatura.
Abaixo vamos elencar alguns pontos que podemos destacar para o regime de partilha:
Rodadas em Regime de Partilha
A 1ª Rodada de Partilha aconteceu em 2013 com a licitação da área de Libra. A área é explorada por um consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%).
A declaração de comercialidade do bloco de Libra ocorreu em 2017 dando origem ao campo de Mero.
Como dito anteriormente nos Contratos de Partilha a Petrobras era obrigada a atuar como operadora, com participação mínima de 30%, no pré-sal. No final de 2016, mudanças na legislação foram realizadas para excluir essa obrigatoriedade.
O Decreto nº 9.041/2017 regulamentou o direito de preferência da Petrobras em atuar como operadora nos consórcios formados para exploração e produção de blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção.
Sendo assim em 2017 foram realizadas a 2ª e 3ª Rodada de Partilha. Tendo os blocos de Sul de Gato do Mato e Norte de Carcará como operadoras a Shell e a Equinor, respectivamente.
A 4ª e a 5ª Rodadas de Partilha aconteceram no ano de 2018. Já a 6ª Rodada aconteceu no ano de 2019.
É importante dizer que os contratos das licitações do Excedente da Cessão Onerosa, também foram contratos de Partilha.
Sendo assim, nos anos de 2019 e 2021 foram realizadas as 1ª e 2ª Rodadas do Excedente da Cessão Onerosa.
Fonte: Site PPSA
A partir da publicação da Resolução nº 27/2021 do CNPE, em 2021, ficou estabelecido que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas podem ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do referido órgão. O 1º ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP) ocorreu em 2022 e o 2° no ano de 2023.
Para mais detalhes consulte Rodadas de Licitação e as Regras de Conteúdo Local.
Gestão Digital
Para otimização da Gestão das áreas de regime de partilha a PPSA sistematizou e definiu etapas através da ferramenta de Gestão que foi denominada, Sistema de Gestão de Gastos de Partilha de Produção ou SGPP, esse sistema é disponibilizado aos operadores para que o controle possa ser acompanhado online pela PPSA.
As operadoras dos consórcios, alimentam diretamente os dados no sistema, resguardando a segurança e a integridade da informação de cada projeto. Pela plataforma, pode ser acompanhado, de forma simultânea, o desempenho de cada consórcio, o cálculo dos volumes de produção de petróleo e gás, o cálculo do excedente em óleo e o conteúdo local.
Conteúdo Local nos Contratos de Partilha
O Conteúdo Local é uma ferramenta de política determinada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e regulamentado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que visa incrementar 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.
A cláusula de conteúdo local para a primeira e a segunda rodadas de partilha da produção prevê percentual para vários itens e subitens
Após a concessão do aditamento das cláusulas de conteúdo local para a primeira e a segunda rodadas de partilha da produção, conforme as regras da Resolução ANP Nº 726/2018, os percentuais de nacionalização de seus contratos foram adequados à atual capacidade da indústria. Ficaram definidos os seguintes índices:
Havendo excedente de conteúdo local na Fase de Exploração ou em um módulo de desenvolvimento, o valor excedente, pode ser transferido para os módulos de desenvolvimento a serem implantados posteriormente.
No caso de descumprimento de conteúdo local haverá aplicação de Multa:
Se o percentual de conteúdo local não realizado for inferior a 65% do CL mínimo, a multa será de 40% sobre o conteúdo local não realizado.
Caso seja igual ou superior a 65%, a multa será crescente a partir de 40%, atingindo no máximo 75% do valor de conteúdo local.