Regime de Partilha (E&P)

O que é: regime de exploração e produção de petróleo e gás natural criado especificamente para as áreas do pré-sal, em que empresas contratadas pela União exercem por conta e risco as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção, e em caso de descoberta comercial, adquirem o direito à remuneração do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato – conforme estabelecido na Lei 12.351/2010, que estabeleceu o marco regulatório para as atividades de E&P em águas ultraprofundas.

A mudança, que na prática retira as áreas do pré-sal de licitações no regime de concessão, foi feita a partir da premissa de que as reservas descobertas em 2007 são estratégicas e de interesse nacional, colocando a União no centro de comando das atividades nessas áreas.

Como funciona: no regime de partilha, os campos do pré-sal com seus potenciais de enormes reservas podem ser leiloados ou ofertados diretamente para a Petrobras – com quem a União firmará contratos de partilha.

Neste regime, a empresa contratada partilha com a União o excedente em óleo, que é a parcela da produção de petróleo e gás natural a ser repartida entre a União e a contratada, segundo critérios definidos em cada contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties devidos.

O custo em óleo é a parcela da produção de petróleo e gás natural correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de E&P, sujeita a limites, prazos e condições estabelecidos em contrato.

Os blocos e os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção são definidos em resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e as licitações, promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Cabe ao Ministério de Minas e Energia (MME) estabelecer as 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, a empresa vencedora será 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 exploram o pré-sal são compostos pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Na partilha, os contratos são assinados, em nome da União, pelo MME.

Ou seja, a PPSA é a responsável pela gestão dos contratos de partilha.

Histórico: A descoberta do pré-sal ocorreu em 2007. A camada pré-sal ocupa na costa brasileira uma área de aproximadamente 800 quilômetros de extensão por 200 quilômetros de largura, acompanhando a linha do litoral entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, e fica a cerca de 300 km da costa.

Os reservatórios estão a quase 7 mil metros de profundidade a partir do nível do mar, sendo cerca de 2 mil metros de água e quase 5 mil metros de rochas da camada pós-sal e de sal, até as jazidas de petróleo. A camada pré-sal é considerada uma nova fronteira petrolífera.

Em 2010, foi aprovada a Lei 12.351, que estabeleceu as bases legais para exploração e produção dessas áreas. Na época, ficou estabelecido que a Petrobras seria a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, assegurando participação em todos os consórcios que viessem a se candidatar a explorar áreas do pré-sal.

A 1ª Rodada de Partilha da Produção no Pré-sal foi realizada em 2013 e ofertou a área de Libra, arrematada pelo consórcio composto por Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC. O percentual de excedente em óleo para a União ofertado foi de 41,65%.

Em 2016, entrou em vigor a Lei 13.365, com uma importante alteração, ao retirar da Petrobras a obrigatoriedade de atuar como operadora em todos os blocos, e assegurando à estatal o direito de preferência na participação, ainda como operadora, nos consórcios, com percentual mínimo de 30%.

A estatal passou a ter 30 dias para manifestar o exercício do direito de preferência, contados a partir da comunicação pelo CNPE.

A 2ª Rodada foi realizada em 31/10/2017 pela ANP, ofertando quatro áreas com jazidas unitizáveis (adjacentes a campos ou prospectos cujos reservatórios se estendem para além da área concedida). As áreas são relativas às descobertas denominadas Gato do Mato e Carcará e aos campos de Tartaruga Verde e Sapinhoá.

A 3ª Rodada também foi realizada em 31/10/2017 pela ANP e ofertou quatro áreas localizadas nas bacias de Campos e Santos: Pau Brasil, Peroba, Alto de Cabo Frio Oeste e Alto de Cabo Frio Central.

As áreas Sul de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste receberam lances com percentuais mínimos de excedente em óleo. Já Sudoeste de Tartaruga Verde (Bacia de Campos) e Pau Brasil (Bacia de Santos) não receberam ofertas. As 2ª e 3ª rodadas arrecadaram, ao todo, R$ 6,15 bilhões em bônus de assinatura e registraram ágio médio de 260% e 202% respectivamente.

No ano seguinte, a ANP realizou a 4ª Rodada, exatamente no dia 07/06/2018, arrecadando R$ 3,15 bilhões em bônus de assinatura. O ágio médio do excedente em óleo ofertado na 4ª Rodada foi de 202,3%. O leilão teve três dos quatro blocos oferecidos arrematados: Uirapuru, Dois Irmãos e Três Marias.

Três meses depois, no dia 28/09, ocorreu a 5ª Rodada de Partilha, que arrecadou R$ 6,8 bilhões – registrando ágio de 170,58%, em relação ao percentual de excedente em óleo. Na Bacia de Santos, o Bloco de Saturno foi arrematado pelo consórcio Shell Brasil e Chevron Brasil, com percentual de excedente em óleo de 70,20%; o Bloco Titã pela ExxonMobil Brasil e QPI Brasil, com excedente em óleo de 23,49%; e Pau Brasil pela BP Energy, CNOOC Petroleum e Ecopetrol, com excedente de 63,79%. Na Bacia de Campos, o Bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, foi adquirido pela Petrobras, que manteve o valor mínimo de excedente em óleo exigido na rodada (10,01%).

É bom saber: Após a criação do regime de partilha em 2010 (Lei 12.351/2010), para que fosse utilizado nas áreas do pré-sal, coexistem no Brasil estes dois distintos regimes contratuais/fiscais para exploração de petróleo e gás natural:

1)         regime de concessão – para blocos onshore, offshore convencional e pré-sal antigos;

2)         regime de partilha – para novos blocos do pré-sal/offshore.

O campo de Libra é uma das maiores áreas de exploração e produção de petróleo e gás natural do mundo, com cerca de 1.548 quilômetros quadrados.