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O AMBIENTE REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DE
PETRÓLEO NO BRASIL: ETAPAS DE TRANSIÇÃO DO PÓS-
SAL PARA O PRÉ-SAL
Alexandre Vanzillotta Berriel
Rafael Jupy Castello Branco
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Regis da Rocha Motta, Ph.D., DIC
Rio de Janeiro
Março de 2018
O AMBIENTE REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DE
PETRÓLEO NO BRASIL: ETAPAS DE TRANSIÇÃO DO PÓS-
SAL PARA O PRÉ-SAL
Alexandre Vanzillotta Berriel
Rafael Jupy Castello Branco
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA DE PETRÓLEO DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO DE PETRÓLEO.
Examinado por:
________________________________________________
Prof. Regis, da Rocha Motta, Ph.D., DIC
________________________________________________
Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.
________________________________________________
Prof. Thereza Cristina Nogueira de Aquino, Ph.D.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MARÇO de 2018
i
Berriel, Alexandre Vanzillotta
Branco, Rafael Jupy Castello
O Ambiente Regulatório Da Indústria De Petróleo No Brasil: Etapas De Transição Do Pós-Sal Para O Pré-Sal/ Alexandre Vanzillotta Berriel, Rafael Jupy Castello Branco. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.
XIII, 62 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Regis da Rocha Motta Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Engenharia de Petróleo, 2018. Referências Bibliográficas: p. 53-62. 1. A Evolução Regulatória na Exploração do
Petróleo. 2. O Regime de Concessão. 3. O Modelo de Partilha. 4. Recentes Transformações no Novo Marco Regulatório. I. Motta, Regis da Rocha. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Engenharia de Petróleo. III O Ambiente Regulatório Da Indústria De Petróleo No Brasil: Etapas De Transição Do Pós-Sal Para O Pré-Sal
ii
Dedicamos este trabalho às nossas famílias,
sempre ao nosso lado, e aos nossos amigos,
fiéis companheiros nesta longa, tortuosa, mas
recompensadora jornada.
iii
AGRADECIMENTOS
Conheci, há não muito, o grandioso valor da mais agradável das virtudes:
a gratidão. Por que somos tão explícitos e diretos quando estamos com raiva,
carregados de rancor e, ao mesmo tempo, nos vemos em situação difícil,
hesitamos, quando nutrimos bons sentimentos e queremos agradecer? É no
mínimo engraçado. Fico feliz de escrever esse texto e poder exercitar a minha
gratidão às pessoas que ao meu lado caminharam ao longo desses 6 anos.
Acima de tudo, sou grato aos meus pais Ciça Vanzillotta Berriel e Gustavo
Armando de Oliveira Berriel por terem me dado o maior presente que já recebi:
a vida. E não foi apenas uma vida, nua e crua. Meus pais me ofereceram uma
vida com acesso a estudo de qualidade, atividades físicas, acompanhamento
médico e, sobretudo, carinho, compreensão e amor. Minha missão neste mundo
passa por retribuir todo o esforço e dedicação que vocês tiveram por mim. Tenho
muito orgulho de tê-los como pais.
Sou grato aos meus irmãos Gustavo e Renata pela amizade, risadas,
conselhos e por terem assumido, algumas vezes e com rara paciência, os papéis
de pai e mãe, dada a diferença de idade. Aí está uma grande vantagem de ser
o caçula da família. Vocês me ensinaram muito e moldaram muito do que sou
hoje. Muito obrigado.
Agradecimentos especiais eu ofereço a duas verdadeiras rainhas, cujas
presenças tive a sorte de ter em minha vida. Minhas avós Maria Maia Berriel e
Mafalda Vanzillotta, ou apenas vovó Lilita e vovó Mafalda, nos deixaram
fisicamente ao longo da caminhada, em 2013 e 2015, respectivamente. Porém,
estarão sempre presentes no meu coração, até o final de minha vida. Amor mais
puro e sincero que o de vocês eu nunca mais terei.
Não posso deixar de agradecer aos amigos que sempre estiveram ao meu
lado. Sou um cara de sorte de ter tantas pessoas especiais presentes. A começar
pelo Gabriel Hechtman, um verdadeiro irmão, com o qual sei que posso contar
iv
em qualquer que seja a situação. Você bem sabe que o contrário também é
verdade. Mais de 20 anos de amizade verdadeira e generosa não é para
qualquer um. E que venham mais 80!
Agradeço ao Daniel Corrêa, por toda a parceria, desde pequenos, no
futebol, vídeo games, carnaval e noitadas. Você foi fundamental para que essa
caminhada fosse mais leve e alegre. Sou grato, ainda, ao Alain Coimbra por me
ensinar muito sobre a sensibilidade de uma amizade verdadeira. Você pode
confiar em mim para tudo. Ofereço um agradecimento ao João Pedro Castro, por
toda a força durante a faculdade e ajuda fundamental nessa reta final.
Agradeço imensamente ao amigo Rafael Jupy, meu parceiro de toda essa
caminhada e, como não poderia deixar de ser, minha dupla de execução deste
trabalho. Começamos juntos e estamos aqui, encerrando juntos. Se tem algo de
que sou grato à UFRJ, com certeza é ter te conhecido. Aprendi e aprendo muito
com você. Vou te levar para a vida.
Sou grato à Bianca Mitchell e família por terem ficado ao meu lado na
maior parte do tempo nessa caminhada. Obrigado por todo o apoio,
companheirismo e carinho ao longo de cinco anos. Guardo com carinho em meu
coração o tempo que convivemos. Vocês também fazem parte disso.
Por fim, ofereço um agradecimento ao orientador Regis Motta por todas
as reuniões, conversas e conselhos durante a realização deste trabalho final.
Com a orientação do senhor, tudo se tornou mais fácil nesta reta final de curso.
A todos acima e aos que não pude citar, fica um último grande e sonoro
Muito Obrigado! Cada um de vocês é uma pequena parte do que sou hoje e, sem
vocês não poderia ter chegado até aqui. Até mais!
Alexandre Vazillotta Berriel
v
É chegada a hora de fazermos um brinde! Me sinto extremamente feliz de
poder, nesta ocasião, dedicar um breve momento e algumas palavras para as
pessoas que, hoje, são parte intrínseca do ser humano que me tornei. Sou muito
grato por tê-los ao meu lado. Tenham certeza que, nesta errante estrada
chamada vida, busco sempre a melhor versão de mim para caminhar ao lado de
cada um de vocês.
Aos meus pais, Patrícia e Aloysio, dedico o fruto deste trabalho, a minha
graduação como Engenheiro de Petróleo na Universidade Federal do Rio de
Janeiro. A força implacável da vida foi dura conosco, mas as lições diárias farão,
sempre, parte do homem que me tornei. Amo vocês imensamente e, por vezes,
gostaria de ser o colo aconchegante que, em tantas ocasiões, me abrigou dos
perigos da vida e dos momentos dolorosos. Obrigado por terem (se) sacrificado
tanto durante essa jornada, sabemos que não foi e não é fácil. Meu objetivo é
provar que isto jamais será em vão. Vamos juntos.
À minha irmã, Juliana, agradeço especialmente pelo constante
aprendizado. Você é uma mulher pura e forte. Ainda me surpreendo diariamente
com a bondade e o calor que emana de seu coração, estaremos sempre lado a
lado.
Aos meus avós, Marina e Edson, obrigado por todo o carinho e constante
apoio, vocês são exemplos de amor e companheirismo em minha vida, sempre
presentes e vibrantes. A gratidão por terem aberto mão de tantas coisas pelo
nosso conforto e educação é imensa. Necessito ser repetitivo, muito obrigado.
Ao meu padrinho, Paulo, um agradecimento especial pelo sempre singelo,
e delicado, ombro amigo. Lucas e Giuliano, meus primos queridos, que outros
tenham a sorte de ter verdadeiros amigos compartilhando do mesmo sangue,
muito orgulho de ser parte disso.
Karen Falcão, meu amor, difícil expor em palavras a companheira que
você é. Ao longo desses seis anos, você foi fundamental para que eu me
mantivesse em pé, firme e forte. Apesar dos inúmeros obstáculos, toda a sua
vi
doação e amor tornaram tudo mais afável. Aliás, se doar e amar são dons
naturais para você. Foram, definitivamente, os maiores aprendizados que tive o
prazer de absorver contigo. Muito obrigado por estar sempre ao meu lado, nas
boas e nas ruins. Mais uma etapa chegando ao fim e juntos estamos para
celebrar, te amo.
Parceiro de caminhada na faculdade e de execução deste trabalho, não
poderia deixar de agradecer ao Alexandre Berriel. Sua amizade se provou
extremamente valiosa e, com certeza, será um dos maiores legados deste ciclo
que chega ao fim. Tenho muito de você em mim.
Aos meus amigos de coração, agradeço por todo o companheirismo. As
risadas e histórias ao longo destes anos, tornaram mais leves as dificuldades do
dia-a-dia e me trouxeram a serenidade necessária para seguir em frente. Em
especial, ao Rodrigo Lois, obrigado por todos os anos de amizade e pelo amor
sincero de irmão, a segurança de contar contigo em qualquer situação me deixa
extremamente feliz.
Agradeço ao orientador Regis Motta por todo o auxílio na realização deste
trabalho final. Obrigado por abraçar um projeto tão valoroso. Com sua
orientação, tudo se tornou mais fácil nesta reta final de curso.
Por fim, a todos os mencionados, aos amigos de colégio e tantos outros
cultivados nesta jornada, reitero que levo no coração uma parte de cada um, de
forma a sempre tê-los comigo, perpetuando as melhores lembranças e
sentimentos passados juntos. Obrigado!
Rafael Jupy Castello Branco
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“Os mortos recebem mais flores do que os vivos
porque o remorso é mais forte que a gratidão”
Anne Frank
viii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.
O AMBIENTE REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DE
PETRÓLEO NO BRASIL: ETAPAS DE TRANSIÇÃO DO
PÓS-SAL PARA O PRÉ-SAL
Alexandre Vanzillotta Berriel
Rafael Jupy Castello Branco
Março/2018
Orientador: Regis da Rocha Motta
Curso: Engenharia de Petróleo
Na segunda metade do século XX, o Brasil já ocupava uma posição de certa evidência no mercado mundial de E&P de petróleo e gás natural. Mas foi com a descoberta do pré-sal, em meados de 2006, que o país se elevou a um novo patamar, assumindo um inédito lugar de destaque na indústria global. Buscando assegurar uma maior receita à União, o poder público logo tratou de congelar novos leilões no setor até a promulgação de uma nova lei, em 2010. A partir desta nova legislação, foram instituídas resoluções e ferramentas de viés mais protecionista. A título de exemplo, passou a ser regra a obrigatoriedade de participação da Petrobras como operadora, com no mínimo 30% de composição no consórcio. No final de 2016, uma nova lei acabou por revogar a determinação de participação compulsória da Petrobras, dando espaço à estatal para recuperar-se de crise sem precedentes de forma empresarialmente responsável. A metodologia deste trabalho se pautou na realização de uma análise crítica sobre diversas fontes consultadas e coletadas a partir de dois tipos de pesquisa. São elas as pesquisas bibliográfica e documental. O resultado do trabalho foi o seguinte: a partir das análises e pesquisas pôde ser observado que as medidas governamentais pós descoberta das reservas do pré-sal talvez não tenham sido tão acertadas assim. A interferência e ingerência diretas do governo prejudicaram, e muito, as pretensões da indústria e frearam o desenvolvimento do setor de óleo e gás brasileiro. Palavras-chaves: Marco Regulatório, Indústria Petrolífera, Legislação, pré-sal, Brasil.
ix
Abstract of Undergraduate Final Project presented to Escola Politécnica/UFRJ as a
partial fulfillment of the requirements for the degree of Petroleum Engineer.
THE PETROLEUM INDUSTRY`S REGULATORY
ENVIRONMENT IN BRAZIL: TRANSITION STAGES
FROM THE POST-SALT FOR THE PRE-SALT
Alexandre Vanzillotta Berriel
Rafael Jupy Castello Branco
Março/2018
Supervisor: Regis da Rocha Motta
Degree: Petroleum Engineering
In the second half of the twentieth century, Brazil already held a position of some
evidence in the oil and natural gas E&P world market. But it was with the discovery of
the pre-salt, in the middle of 2006, that the country rose to a new level, assuming an
unprecedented place in the industry. Seeking to ensure a higher revenue for the Union,
the public authorities soon tried to freeze new auctions in the sector until the enactment
of a new law in 2010. From this new legislation, resolutions and tools of more
protectionist bias were instituted. As an example, it became mandatory for Petrobras to
be an operator, with a minimum of 30% composition in the consortium. At the end of
2016, a new law eventually repealed the determination of Petrobras' compulsory
participation, giving the state the opportunity to recover from the crisis in a responsible
way. The methodology of this work was based on the accomplishment of a critical
analysis on several sources consulted and collected from two types of research. The
bibliographical and documentary research. The result of the work was as follows: from
the analysis and researches, it could be observed that government measures after the
discovery of the pre-salt reserves may not have been so successful. The direct
interference and intervention of the government greatly undermined the industry's
pretensions and slowed the development of the Brazilian oil and gas industry.
Keywords: Pre-Salt, Comparison, Concession, Production-Sharing, pre-salt, Brazil.
x
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1 - ARRECADAÇÃO DE BÔNUS DE ASSINATURA NAS 14 RODADAS DE LICITAÇÃO - FONTE: ANP ............................................................................................... 19
FIGURA 2 - EVOLUÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO DE ROYALTIES SOBRE A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E
DE GÁS NATURAL, SEGUNDO BENEFICIÁRIOS – 1999-2016. FONTE: ANP/SPG .................................................................................................................. 21
FIGURA 3 - EVOLUÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ESPECIAL SOBRE A PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E DE GÁS NATURAL, SEGUNDO BENEFICIÁRIOS - 2000-2016. FONTE: ANP/SPG .................................................................................................. 22
FIGURA 4 - PAGAMENTO PELA OCUPAÇÃO OU RETENÇÃO DE ÁREA, SEGUNDO ETAPAS DE
OPERAÇÃO – 1999-2016. FONTE: ANP/SPG ............................................... 23
FIGURA 5 - EVOLUÇÃO DAS MÉDIAS DE REQUERIMENTO DE CL - CONCESSÃO. FONTE: IBP
(87) ............................................................................................................ 25
FIGURA 6 - ÁREAS OFERTADAS NA 8ª RODADA (EM AMARELO) E POLÍGONO DO PRÉ-SAL (EM
AZUL). FONTE: ANP (54) E BNEP (56). ....................................................... 30
FIGURA 7: POLÍGONO DO PRÉ SAL EM ROXO. FONTE: (70) ............................................... 34
FIGURA 8: DIVISÃO DA PRODUÇÃO NO REGIME DE PARTILHA. FONTE: (72). ...................... 38
FIGURA 9 - ÁREA DO CAMPO DE LIBRA. FONTE: (92) ........................................................ 42
FIGURA 10 - CARTILHA DO 2º E 3º LEILÕES DE PARTILHA. FONTE: ANP ............................ 48
FIGURA 11 - MAPA DA 15ª RODADA DE LICITAÇÕES DE BLOCOS EXPLORATÓRIOS. FONTE: ANP ........................................................................................................... 49
FIGURA 12 - MAPA DA 4ª RODADA DE LICITAÇÕES DE PARTILHA DA PRODUÇÃO - PRÉ-SAL. FONTE: ANP ............................................................................................... 50
xi
ÍNDICE DE TABELAS
TABELA 1 - DISCRIMINAÇÃO DE ROYALTIES. FONTE: BRASIL ............................................. 20
TABELA 2 - CRITÉRIOS PARA SELEÇÃO DE OFERTAS. FONTE: ANP (50) ........................... 28
xii
LISTA DE SIGLAS
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BDEP Banco de Dados de Exploração e Produção
CEO Chief Executive Officer
CL Conteúdo Local
CNOOC China National Offshore Oil Corporation
CNP
CNPC
Conselho Nacional de Petróleo
China National Petroleum Corporation
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
DOU Diário Oficial da União
E&P Exploração e Produção
FS
GNV
Fundo Social
Gás Natural Veicular
MME
OPEP
Ministério de Minas e Energia
Organização dos Países Exploradores de Petróleo
P&D Pesquisa e Desenvolvimento e Inovação
PLS Projeto de Lei do Senado
PND Programa Nacional de Desestatização
PPSA
SGMB
Pré-Sal Petróleo S.A.
Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil
STF Supremo Tribunal Federal
xiii
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................. 1
1.1 OBJETIVO GERAL E METODOLOGIA ............................................................. 2
1.2 MOTIVAÇÃO E RELEVÂNCIA ........................................................................ 3
1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO E OBJETIVOS PARCIAIS ...................................... 3
2 A EVOLUÇÃO REGULATÓRIA NA EXPLORAÇÃO DO PETRÓLEO ....... 6
2.1 OS PRIMEIROS PASSOS ............................................................................. 6
2.2 O MONOPÓLIO ESTATAL ............................................................................ 7
2.3 CONTRATOS DE RISCO .............................................................................. 8
2.4 A QUEBRA DO MONOPÓLIO ...................................................................... 10
3 O REGIME DE CONCESSÃO ................................................................... 13
3.1 A LEI DO PETRÓLEO ................................................................................ 13
3.2 MODELO CONTRATUAL ............................................................................ 16
3.2.1 Participações Governamentais ....................................................... 18
3.2.2 Conteúdo Local .............................................................................. 24
3.2.3 Exploração e Produção .................................................................. 26
3.3 PROCESSO LICITATÓRIO .......................................................................... 27
3.3.1 Rodada Zero .................................................................................. 29
3.3.2 Oitava Rodada................................................................................ 29
4 O MODELO DE PARTILHA ....................................................................... 32
4.1 LEI Nº 12.351, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2010 ............................................ 33
4.1.1 Exigências e Pré requisitos para participação nos leilões .............. 35
4.1.2 Propriedade do óleo e Divisão da produção ................................... 36
4.1.3 Processo Licitatório, Obrigações e Riscos ..................................... 38
4.1.4 Participações Governamentais ....................................................... 39
4.1.5 Fundo Social .................................................................................. 40
4.2 CESSÃO ONEROSA (LEI Nº 12.276/2010) ................................................. 40
4.3 PPSA (LEI Nº 12.304/2010) ................................................................... 41
4.4 O LEILÃO DE LIBRA ................................................................................. 42
4.4.1 Localização .................................................................................... 42
4.4.2 Potencial Produtivo ......................................................................... 43
4.4.3 Desdobramento e Resultados do Leilão ......................................... 43
5 RECENTES TRANSFORMAÇÕES NO NOVO MARCO REGULATÓRIO 45
5.1 RECEPÇÃO DA LEI PELA INDÚSTRIA .......................................................... 47
5.2 RESULTADOS DO PRIMEIRO LEILÃO PÓS LEI 13.365/16 ............................. 47
5.3 PERSPECTIVAS FUTURAS......................................................................... 48
6 CONCLUSÃO ............................................................................................ 51
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................... 53
1
1 INTRODUÇÃO
Nos tempos modernos, é praticamente impossível imaginar o dia a dia
sem a existência de produtos obtidos a partir de derivados do petróleo e do gás
natural. A indústria petroquímica, que é responsável por processar e transformar
essa matéria-prima tão versátil, leva conforto e praticidade a nós, consumidores
finais, sem que imaginemos quanta tecnologia e conhecimento estão envolvidos
nas coisas mais simples do cotidiano. Existem produtos oriundos dessa indústria
em roupas, colchões, embalagens para alimentos e medicamentos, brinquedos,
móveis e eletrodomésticos, carros, aviões, cosméticos, entre outros (1).
Dentre os bens derivados do petróleo e do gás natural, destacam-se ainda
os combustíveis fósseis, tais quais a gasolina, o diesel, o querosene de aviação
e o GNV (gás natural veicular) (2). Esses produtos compõem um dos mercados
mais decisivos na conferência de relevância à indústria do petróleo e gás. Dito
isso, não é exagero afirmar que o cenário mundial é altamente dependente
desses derivados, influenciando de forma contundente o funcionamento das
sociedades, impactando largamente em suas economias, meio ambiente e bem-
estar.
Diante do exposto, é de se imaginar a importância de uma
regulamentação adequada, que tenha por objetivo resguardar os interesses
nacionais dos países que possuem sob seu solo uma riqueza tão relevante. Um
deles é o Brasil, cuja história regulatória tem início ainda na época do Império.
São aproximadamente 160 anos de evolução na legislação da indústria e, num
cenário onde as variáveis estão em constante mutação, há sempre espaço para
a análise das diferentes decisões tomadas ao longo do tempo.
Neste primeiro capítulo, além de situar o leitor introduzindo o assunto a
ser abordado, serão elencados os objetivos parciais de cada tópico e objetivo
final do trabalho como um todo, bem como a metodologia utilizada para alcançá-
los. Ainda, serão expostas as motivações à escolha do tema e, no item final desta
seção, estará esquematizada a estrutura do trabalho.
2
1.1 Objetivo Geral e Metodologia
O objetivo geral do presente trabalho consiste em apresentar os detalhes
dos diferentes regimes regulatórios acerca da Indústria de Exploração e
Produção de petróleo e gás natural no Brasil e suas transformações. Nesse
sentido, será fornecido ao leitor um esclarecimento detalhado sobre a legislação
referente à indústria, não só a do passado, como principalmente, a atual, que
rege a exploração no pré-sal.
Dentro de um contexto de recentes mudanças na legislação (3),
especialmente no que se refere à exploração e produção das reservas existentes
abaixo da camada de sal, buscar-se-á levantar de maneira detalhada e
minuciosa a conjuntura regimental ao longo da história recente da indústria no
território nacional. Para isso, foram contempladas de forma particular os leilões
e as rodadas de licitação mais recentes.
A metodologia deste trabalho se pautou na realização de uma análise
crítica sobre diversas fontes consultadas e coletadas a partir de dois tipos de
pesquisa. Apesar de ambas serem bastante parecidas, algumas sutis, porém
importantes, diferenças se fazem valer e serão descritas. São elas as pesquisas
bibliográfica e documental (4).
A primeira é desenvolvida com base em material já elaborado, constituído
principalmente de livros e artigos científicos. Já a segunda, muito parecida com
a bibliográfica, tem a diferença de valer-se de materiais que não receberam ainda
um tratamento analítico, ou que ainda podem ser reelaborados de acordo com
os objetos da pesquisa (5).
O foco principal ficou por conta da leitura, análise e crítica às leis,
decretos, emendas, medidas provisórias e resoluções relacionados ao tema em
questão. Foram consultados ainda livros consagrados sobre o assunto, artigos
científicos, teses de mestrado, doutorado e conteúdo oficial de sites
governamentais.
3
1.2 Motivação e Relevância
O interesse pelo assunto em questão passou a existir quando os autores
dessa monografia cursaram as cadeiras de Regulação e Legislação do Petróleo
e Economia do Petróleo, nos anos de 2013 e 2015.
Entretanto, foi somente em 2016, durante as aulas da disciplina Avaliação
Econômica de Projetos de Óleo e Gás, ministradas pelo professor Regis da
Rocha Motta, que a decisão de concluir o curso discorrendo a respeito dessa
temática foi selada em comum acordo da dupla com o seu então recém-definido
orientador.
Foi percebido, no decorrer dos cursos supracitados, o caráter decisivo da
legislação em vigor sobre a viabilidade ou não de projetos dentro da indústria de
petróleo, haja vista a influência determinante dos dispositivos legais sobre a
estrutura de custos da empresa ou consórcio interessado, fundamentalmente no
que diz respeito à parcela da participação governamental.
No que tange às habilidades do engenheiro de petróleo, esse trabalho
disponibiliza aspectos conceituais dos marcos regulatórios passados e vigentes
da legislação brasileira. Desse modo, tem sua relevância observada ao fornecer
entendimento para a tomada de decisão quanto à realização de projetos, sob as
óticas do processo licitatório, propriedade do hidrocarboneto, remuneração do
estado, riscos do capital empregado, papel das empresas contratadas, do
governo e dos diferentes órgãos públicos criados no decorrer dos anos.
1.3 Estrutura do Trabalho e Objetivos Parciais
O trabalho está dividido em seis capítulos. São eles: O capítulo 1,
corrente, os capítulos 2, 3, 4 e 5, de desenvolvimento da temática e o capítulo 6,
conclusivo.
Como já exposto, o capítulo atual, além de posicionar o leitor introduzindo
a temática, teve como alvo revelar o objetivo geral do trabalho, bem como a
4
metodologia utilizada para atingi-lo. Ainda, foram expostas as motivações à
escolha do tema e relevância do mesmo para a academia. E, aqui, está sendo
composta a estrutura do trabalho e de cada seção, aliada a listagem de seus
respectivos objetivos parciais.
O segundo capítulo abre o desenvolvimento do tema narrando a história
regulatória do petróleo no Brasil Imperial, a partir dos mais antigos registros
obtidos na bibliografia consultada. As exposições dessa seção passam pela
criação do primeiro órgão regulador (CNP), pela definição do monopólio estatal
representado e simbolizado pela criação da Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras
e pelo período dos contratos de risco, culminando no fim do monopólio exercido
pela gigante estatal.
O terceiro capítulo tratará de forma detalhada o regime que se sucedeu à
quebra do monopólio da Petrobras, em 1997. O regime de Concessão, como
ficou conhecido, será esmiuçado, assim como as funções e atribuições da então
recém-criada Agência Nacional do Petróleo. O objetivo é trazer à luz os inúmeros
detalhes que compõe este regime e suas modificações ao longo do tempo.
Finalmente, será realizada uma exposição das características do processo
licitatório e de algumas das quatorze rodadas já realizadas dentro desse modelo.
No quarto capítulo, será apresentado ao leitor a descoberta do pré-sal,
bem como as principais mudanças decorrentes desse fato histórico na legislação
da indústria. Essas alterações compreendem a criação de novos conceitos base
para a partilha, passando por ajustes da participação governamental, chegando
até a instauração de novos órgãos e dispositivos gerais. Além disso, será
realizada uma leitura a respeito do Leilão de Libra em 2013, sendo esse o
primeiro do pré-sal sob as novas regras do modelo de partilha.
O quinto capítulo aborda as transformações recentes no marco regulatório
instituído após as descobertas abaixo da camada de sal. O objetivo é detalhar
as principais alterações promulgadas pela Lei 13.365 e o seu impacto dentro do
contexto exploratório brasileiro, já observáveis pela participação de empresas no
segundo leilão do pré-sal.
5
O sexto capítulo, de fechamento do conteúdo prático do trabalho, conterá
a conclusão geral do trabalho, contendo as impressões dos autores a respeito
de todo o assunto discorrido.
6
2 A EVOLUÇÃO REGULATÓRIA NA EXPLORAÇÃO DO
PETRÓLEO
2.1 Os Primeiros Passos
Há quem pense que, apenas a partir da Lei de nº 2.004 sancionada pelo
então presidente Getúlio Vargas em 1953, se tem início a era regulatória do
petróleo no país. É bem verdade que esta foi a primeira lei federal a discorrer
sobre a política nacional petrolífera (6), entretanto, desde os tempos de império,
a extração mineral é controlada e regimentada.
Um dos primeiros registros da existência de petróleo em solo nacional data
de 1858, ano em que Marquês de Olinda cedeu a José Barros de Pimentel, com
a assinatura do Decreto nº 2.266, o direito de extrair betume das margens do Rio
Marau, na Bahia, para confecção de querosene. Era por meio da outorga de
concessões a terceiros que o Brasil lentamente iniciava a exploração em
território nacional (7).
Após o fim do Império e com a instituição da República, foi criado o Serviço
Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB) em 1907, vinculado ao Ministério da
Viação e Obras Públicas (8), órgão responsável pela perfuração de poços
pioneiros com aporte estatal até 1938. Neste ano, foi promulgado o primeiro
regime legal de jazidas de petróleo e gases naturais, e também ficou constituído
o Conselho Nacional do Petróleo (CNP) com base nos decretos-lei de nº 366 e
nº 395 (9) (10), respectivamente. O objetivo com a criação deste novo órgão era
justamente de regular o setor petrolífero, auxiliando o governo nas deliberações
de infraestrutura e taxação (11). Foram os primeiros passos da legislação
nacional de exploração e produção de petróleo, estabelecendo, inclusive, as
alíquotas a serem pagas ao governo federal, 9%, sobre a produção bruta (9).
Em 1941, novas providências são sancionadas, constituindo o “Código do
Petróleo”, tornando exclusivo o domínio da União sobre as jazidas em território
nacional, anulando quaisquer registros privados, então, em vigor (12). Além
7
disso, esclarece inúmeras atribuições do Conselho Nacional do Petróleo, como
a responsabilidade na delimitação e fiscalização de campanhas exploratórias, e
aumenta a quota a ser paga pelo permissionário explorador, totalizando, naquele
momento, 10% sobre a produção bruta (12).
2.2 O Monopólio Estatal
No início da década de 50, com a eleição de Getúlio Vargas, ganha força o
movimento nacional “O Petróleo é Nosso!” (13), como parte fundamental do
projeto de desenvolvimento nacional desenhado pelo então presidente. Após
sucessivas tramitações no Congresso Nacional (14), em 1953, com a Lei 2.004,
é criada a Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras, sociedade de economia mista,
sendo a União acionista majoritária com 51% das ações (6). A companhia é
designada responsável, juntamente com suas subsidiárias, pela exploração,
produção, transporte e refino de petróleos e seus derivados dentro do território
nacional, transferindo as atividades industriais antes exercidas pelo CNP, dando
início ao período de monopólio estatal na lavra e pesquisa de petróleo (6) (15)
(16).
No dia 1º de janeiro de 1954, a Petrobras inicia formalmente seu
funcionamento. Efetivamente, a operação de ativos é inaugurada no dia 10 de
maio de 1954, com a refinaria de Mataripe (BA), totalizando uma produção diária
de 2.663 barris, o que representava, à época, 1,7% do consumo nacional (17).
Ao longo dos vinte anos subsequentes, o Brasil passou por diferentes
momentos políticos e econômicos, afetando, naturalmente, o setor petrolífero.
Até o ano de 1963, a Petrobras atingiu a marca de aproximadamente 700 poços
perfurados, mas sem grandes descobertas, marcando um período de muito
pessimismo e instabilidade quanto ao potencial petrolífero brasileiro. A partir de
1964, com a instauração do regime militar e a descoberta do campo Carmópolis,
a maior acumulação terrestre do país com um volume de óleo original de 1,7
bilhão de barris (18), houve uma retomada do otimismo e o inícios dos estudos
para exploração na plataforma continental. Em 1972, a Petrobras começa a
8
procurar áreas de exploração fora do território nacional, constituindo para este
fim a Petrobras Internacional S.A – BRASPETRO.
2.3 Contratos de Risco
.
Em 1973, durante a guerra do Yon Kippur, tem-se início a primeira crise
internacional do petróleo. Em resposta ao apoio dos Estados Unidos a Israel
durante os conflitos, os países árabes produtores de petróleo, reunidos no cartel
da Organização dos Países Exploradores de Petróleo (OPEP), determinam
cortes na produção e um aumento nos preços praticados, de US$3,00 por barril
para US$11,60 em menos de três meses (19).
O primeiro choque do petróleo foi um duro golpe no desenvolvimento
brasileiro, mudando a situação da indústria e a política econômica nacional. Até
os anos 70, principalmente durante o regime militar e o governo de Geisel, a
Petrobras concentrou seus esforços em desenvolver o parque tecnológico de
refino, com o objetivo de aumentar a capacidade instalada de processamento e
reduzir os gastos com a importação de derivados. Simultaneamente, a Petrobras
investia de forma mais tímida na prospecção de novos campos comercialmente
exploráveis, apesar dos números expressivos quando comparado com anos
anteriores, perfurando cerca de 180 poços pioneiros no triênio (1971-1973) (20),
sem grandes descobertas. A produção interna de 170 mil barris diários,
representava apenas 22% do consumo interno e mantinha a necessidade de
importação de óleo para suprir a demanda nacional (21).
A escalada de preços desequilibrou completamente a balança comercial
brasileira, resultando em um déficit de aproximadamente 4,7 bilhões de dólares
no ano de 1974 (22). Foi o pior resultado econômico de todos os tempos neste
indicador, evidenciando a urgência da necessidade de aumentar a produção
nacional a fim de reduzir as importações, minimizando o impacto da alta
internacional.
É nesse contexto que os chamados “Contratos de Risco” foram
anunciados no dia 9 de outubro de 1975 por Ernesto Geisel como um meio de
9
assegurar o abastecimento nacional de petróleo (23) e acelerar a exploração de
novos campos e bacias.
“A análise meticulosa a que procedemos, inclusive debatendo o assunto com a PETROBRÁS, [...], e levando em conta minha experiência pessoal como Presidente da empresa, levou-nos à convicção de que o Governo deve autorizar a PETROBRÁS, sem quebra do regime de monopólio, a realizar contratos de serviço, com cláusula de risco por conta da empresa executora, em áreas previamente selecionadas. A medida será posta em prática com base na experiência dos contratos já celebrados pela PETROBRÁS no Exterior, garantindo-se o princípio essencial do monopólio e definindo-se condições, níveis e prazos rigorosos para os investimentos a serem realizados, sempre sob controle da PETROBRÁS. ”
A motivação para essa atitude residia na expectativa de injeção de capital
estrangeiro, gerando grandes investimentos que reduziriam a dependência
externa por meio do aumento na produção interna de petróleo. Em junho do ano
seguinte, ocorreu a primeira rodada dos contratos de exploração, onde apenas
seis propostas foram colocadas. Ao todo, trinta e seis empresas firmaram termos
com cláusulas de risco para as atividades de pesquisa, exploração e produção,
em diferentes bacias sedimentares por todo o território brasileiro, totalizando 243
contratos celebrados (24).
A expectativa, entretanto, não se concretizou em grandes avanços. Além
de conhecimentos adicionais sobre áreas ainda não exploradas pela Petrobras,
apenas uma jazida de gás em Santos e pequenos campos em terra no nordeste
brasileiro resultaram do período de doze anos em que os contratos de risco
ficaram vigentes. As empresas estrangeiras alegavam que os blocos ofertados
eram pequenos e não concordavam algumas condições impostas como, por
exemplo, o fato de somente a Petrobras poder declarar comercialidade e a não
autorização de contratação de geólogos da cia estatal (7).
Em 1988, com o fim do regime militar e reestruturação da democracia, foi
promulgada a nova constituição, retirando do ordenamento jurídico brasileiro a
celebração de novos contratos de risco (25), restituindo as definições do
monopólio da Lei de nº 2.004 no setor petrolífero, abaixo na íntegra.
10
“Art. 177. Constituem monopólio da União: I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores; IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem; V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados. V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII do caput do art. 21 desta Constituição Federal § 1º O monopólio previsto neste artigo inclui os riscos e resultados decorrentes das atividades nele mencionadas, sendo vedado à União ceder ou conceder qualquer tipo de participação, em espécie ou em valor, na exploração de jazidas de petróleo ou gás natural, ressalvado o disposto no art. 20, § 1º.”
2.4 A Quebra do Monopólio
As crises do petróleo ao longo dos anos 70 impulsionaram os esforços
nacionais para a descoberta de novos blocos passíveis de exploração comercial.
No final da década de 80, as reservas provadas já alcançavam a marca de 3
bilhões de barris de petróleo, totalizando um investimento estimado de 7 bilhões
de dólares, marcando o início da era marítima nas operações da Petrobras (26).
Apesar do promissor prospecto no setor petrolífero, o quadro nacional
ainda era de dificuldades. Uma balança de pagamentos desequilibrada, aliada à
inflação galopante e à uma dívida externa bruta elevada, na casa dos 123 bilhões
de dólares (27), colocava em dúvidas a manutenção do monopólio das
operações sob a batuta da cia estatal.
Fernando Collor, já em 1991, institui o Programa Nacional de
Desestatização (PND), com o objetivo de redefinir a atuação do Estado e
funcionar como instrumento de redução da dívida pública (28), evidenciando
uma nova diretriz econômica. A eleição de Fernando Henrique Cardoso confirma
justamente isso, seu programa de reformas constitucionais é iniciado pela ordem
11
econômica, e, apenas 47 dias após sua posse, a proposta de alteração do art.
177 da Constituição Federal, “flexibilizando” as condições para atividades de
E&P, é colocada em processo de aprovação.
A Emenda Constitucional nº 9 de 1995 implementou três importantes
mudanças no artigo mencionado acima. No primeiro parágrafo, autoriza a União
a contratar empresas nacionais ou privadas para a realização de atividades de
pesquisa e lavra, refino, importação e exportação, e o transporte marítimo,
atribuições que antes eram vedadas a cessão ou concessão por parte do Estado.
A segunda mudança se dá com a inclusão de um novo segundo parágrafo, com
o objetivo de definir a lei que regeria sobre esses novos contratos, dispondo
sobre a garantia do abastecimento do território nacional, as condições de
contratação e a estrutura, bem como atribuições, do órgão regulador do
monopólio da União. Por fim, ficou vedada a adoção de medida provisória com
o intuito de regular as novas alterações, desta forma, apenas por meio de uma
nova lei poderia se alterar os dispostos em vigor. É importante enfatizar que a
emenda não revoga a propriedade exclusiva da União, apenas autoriza a
contratar empresas constituídas sob lei nacional.
As justificativas apontadas para esta reformulação foram anexadas ao
texto da proposta e compõe a Exposição de Motivos de nº 39, de 16 de fevereiro
de 1995, “em obediência à orientação de Vossa Excelência no sentido de
expurgar do texto constitucional os elementos que se afiguram limitadores do
desenvolvimento econômico” (29). A seguir, podemos acompanhar na íntegra os
argumentos colocados:
“2. A Emenda vem a flexibilizar o monopólio do petróleo de forma que a União possa contratar com empresas privadas a realização das atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural [...] Asseve-se que a lei ordinária deverá regular as condições e relações contratuais concernentes [...] 3. Tal flexibilização permitirá a atração de capitais privados para determinadas atividades em que se requer a expansão dos investimentos em volume insuscetível de financiamento exclusivo por parte da Petrobrás. A título de exemplo, a União poderá celebrar contratos de riscos na pesquisa e lavra das jazidas de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, levando em conta a sistemática atualmente adotada nas principais fronteiras petrolíferas do mundo [...]"
12
A lei ordinária, citada no segundo ponto observado pelos ministros
redatores e também no segundo parágrafo da Emenda Constitucional 09/1995,
refere-se a Lei 9.478 de 1997, denominada a Lei do Petróleo, que deferiu
diversas definições e alterações na política energética nacional.
No próximo capítulo, se discorrerá sobre suas implicações na regulação
do setor e nas atividades de E&P e P&D da indústria até a descoberta do pré-
sal.
13
3 O REGIME DE CONCESSÃO
Em 1997, um novo marco regulatório é instituído no setor petrolífero
brasileiro. O fim do monopólio na exploração e produção de hidrocarbonetos
líquidos e gasosos implicou, naturalmente, na necessidade de definir-se um
regime exploratório coerente e aderente aos objetivos do país.
Dessa forma, e dentro de um contexto político de abertura econômica, o
modelo de concessão, vastamente utilizado em outros países produtores (30),
foi adotado e incluído na nova legislação, definindo a metodologia contratual
entre União e empresas interessadas na exploração das bacias sedimentares
brasileiras a partir de então.
A abertura para o mercado externo, nestes moldes, proporcionou a
entrada de novas empresas e investimentos no Brasil, além de possibilitar uma
arrecadação governamental de 85 bilhões de reais, quando contabilizados os
valores pagos de bônus de assinatura, royalties e participação especial (31), em
diferentes blocos exploratórios brasileiros concedidos a empresas estrangeiras
e nacionais no período entre 1998 e 2007.
3.1 A Lei do Petróleo
No dia 6 de agosto de 1997 é publicada no Diário Oficial da União,
sancionada pelo ex-presidente Fernando Henrique Cardoso, a Lei 9.478 (32),
dando início a uma nova era regulatória no setor energético do país. A partir
desta data, conforme expresso no último artigo, de número 83 desta mesma lei,
revogaram-se todas as disposições contrárias aos expostos de seu corpo
regimental, inclusive da Lei 2.004, responsável por estabelecer o monopólio na
exploração e produção do petróleo, exercido exclusivamente pela Petrobras
durante os 44 anos que antecederam esta nova legislação.
As mudanças instituídas foram profundas. Muito além de constituir um
novo modelo exploratório, a Lei do Petróleo, como ficou conhecida, definiu
14
diretrizes para a política energética nacional. Em seu primeiro capítulo, por
exemplo, discorre-se, justamente, sobre os princípios e objetivos para “o
aproveitamento racional das fontes de energia”, como a aceleração no
desenvolvimento do setor, a proteção dos interesses do consumidor, a
preservação do meio ambiente, a conservação da energia, o abastecimento de
derivados de petróleo em todo território brasileiro, a promoção da livre
concorrência, a atração de investimentos para a área energética e, por fim, a
ampliação da competitividade do país frente ao mercado internacional.
A fim de auxiliar o presidente da república na gestão de todos os objetivos
supracitados, ficou estabelecido, no capítulo II, a criação do Conselho Nacional
de Política Energética (CNPE). O órgão, presidido pelo Ministro de Estado de
Minas e Energia, carrega a incumbência de propor políticas nacionais e medidas
específicas destinadas a: promover o aproveitamento racional dos recursos
energéticos do país; estabelecer diretrizes para a importação e exportação de
petróleo e derivados, gás natural e condensado, atendendo as necessidades do
consumo interno; e rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às
diversas regiões do país, assegurando o adequado funcionamento do Sistema
Nacional de Estoques de Combustíveis e garantindo cumprimento do Plano
Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis (33).
A primeira seção do terceiro capítulo da lei elabora sobre a titularidade e
o exercício do monopólio do petróleo e do gás natural. Neste ponto, a redação
reafirma a detenção, por parte da União, dos depósitos de hidrocarbonetos
fluidos existentes no território nacional, compreendendo a parte terrestre, o mar
territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva. Além disso,
descrevem as atividades que constituem monopólio do Estado e determina que
as mesmas poderão ser exercidas mediante concessão ou autorização a
empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no
Brasil.
Com o objetivo de regular a indústria de petróleo no Brasil, o quarto
capítulo da Lei 9.478/1997 institui a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural
e Biocombustíveis – ANP, órgão submetido ao regime autárquico federal
15
especial vinculado ao Ministério de Minas e Energia. Com sua criação, há um
direcionamento na administração do monopólio do petróleo e do gás natural,
sendo responsável pela regulação, contratação e pela fiscalização das
atividades integrantes da indústria petrolífera, cabendo-lhe, entre outras
atribuições:
“I - implementar, em sua esfera de atribuições, a política nacional de petróleo e gás natural, contida na política energética nacional, nos termos do Capítulo I desta Lei, com ênfase na garantia do suprimento de derivados de petróleo em todo o território nacional e na proteção dos interesses dos consumidores quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos; II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção; III - regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção petrolífera, visando ao levantamento de dados técnicos, destinados à comercialização, em bases não-exclusivas; IV - elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de exploração, desenvolvimento e produção, celebrando os contratos delas decorrentes e fiscalizando a sua execução; [...] X - estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração, produção, transporte, refino e processamento; XI - organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos às atividades da indústria do petróleo; XII - consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se por sua divulgação; [...] XIV - articular-se com os outros órgãos reguladores do setor energético sobre matérias de interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao CNPE; XV - regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou Municípios.”
O Decreto de nº 2.455/1998 implantou efetivamente a ANP, aprovando
sua estrutura regimental e o quadro demonstrativo dos cargos em comissão e
funções de confiança (34). O órgão estava, então, apto para operação e, de 1998
até os dias atuais, vem exercendo as atividades dentro de sua incumbência,
regulando o setor de petróleo com o objetivo de proteger os interesses nacionais,
estimulando o desenvolvimento da indústria.
16
Indubitavelmente, a Lei do Petróleo representou uma mudança de
patamar na história de E&P no setor nacional. A criação do CNPE e,
principalmente, da ANP, bem como as deliberações à cerca do fim do monopólio,
se tornaram diretrizes marcantes durante os anos subsequentes da indústria,
afetando diretamente o desenvolvimento e a relevância do Brasil no contexto
mundial.
3.2 Modelo Contratual
Com a edição da Emenda Constitucional nº 9 de 1995, houve a eliminação
das barreiras institucionais à entrada e atuação de empresas nas atividades de
pesquisa e lavra, refino e transporte de petróleo e gás natural. Desta forma,
houve a abertura do mercado à concorrência, possibilitando a participação de
companhias privadas nacionais e estrangeiras em diferentes segmentos do setor
petrolífero.
Nesta conjunção, surge a necessidade de definir-se um modelo
processual para regulamentar a entrada e atuação destas corporações. Já
utilizados largamente em países produtores (35), os Contratos de Concessão
foram escolhidos como o instrumento jurídico que estabelece a relação entre as
partes envolvidas. Este aparelho legal tem como objeto a transferência da gestão
e execução de exploração de um bem público ao particular por meio de
licitações, assumindo (o próprio) os riscos. Cabe ao Estado acompanhar a
adequada execução do contrato e o atendimento do interesse público, devendo
estar definidos em seu texto o objeto da concessão, a delimitação da área, forma
e período da exploração, bem como os direitos e deveres das partes envolvidas
(36).
Trazendo à luz da realidade da indústria, os contratos determinam a
execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção
dos blocos integrantes dos campos em concessão. Neste modelo comercial, o
governo outorga, na qualidade de Poder Concedente, os direitos exclusivos de
pesquisa, lavra e comercialização do óleo e gás extraídos destas áreas às
17
empresas concessionárias durante um período de tempo que varia,
normalmente, entre 20 e 30 anos (37) (38).
A ANP, como mencionado anteriormente, é o órgão diretamente
responsável pela fiscalização das operações desenvolvidas de forma a
assegurar o cumprimento total dos termos inclusos nos contratos em vigência,
bem como a adoção das melhores práticas da indústria internacional, a
obediência às normas e procedimentos técnicos-científicos pertinentes, incluso
à segurança das pessoas e equipamentos, à conservação dos reservatórios e
de outros recursos naturais e à proteção do meio ambiente.
Neste modelo, apesar da exclusividade nas atividades garantida
contratualmente, todos os riscos inerentes ao desenvolvimento dos projetos são
de responsabilidade única do concessionário, inclusive aqueles relacionados à
exploração. Assim, em um cenário mais incerto, este sistema é o mais
apropriado para implementação, dado que permite, à concedente, maior
versatilidade para se adaptar a diversos cenários de arrecadação. O único
agravante suportado pelo Estado é a ocorrência de leilões licitatórios sem
nenhuma oferta, o que retarda a exploração e produção de petróleo nos campos
ofertados postergando, assim, o recolhimento de tributos.
Faz-se necessário ressaltar que o óleo in situ é propriedade do Estado,
como resguardado pelo vigésimo artigo da Constituição de 1988 e pela lei 9.478
em seu artigo terceiro, sendo apenas transferido para o concessionário durante
a fase de produção. Esta mudança de titularidade está exposta como um direito
do lavrador no art. 176 da Carta Magna brasileira.
Por se tornar o proprietário do petróleo extraído, o concessionário deverá
pagar ao Estado, em dinheiro, os tributos incidentes sobre a renda e os royalties,
que representam a remuneração incidente sobre a receita bruta auferida com a
produção do petróleo, a ser pago em dinheiro, mais usual, ou em petróleo, in
natura. Aceita-se, não obstante, o pagamento pelo concessionário à União de
outras contribuições, tais como bônus de assinatura, participação especial e taxa
por ocupação ou retenção de área. O Estado possui um controle limitado,
18
portanto, sobre as fases exploratórias e também sobre a política comercial do
recurso lavrado, cujas diretrizes são definidas pelo próprio consórcio ou empresa
detentora da concessão, determinando o preço e destino da venda, restringindo
a gestão da política energética nacional.
3.2.1 Participações Governamentais
O Decreto Nº 2.705 de 1998 (39) definiu os critérios para cálculo e
cobrança das participações governamentais de que trata a Lei nº 9.478, de 6 de
agosto de 1997, aplicáveis às atividades de exploração, desenvolvimento e
produção de petróleo e gás natural. O objetivo desta determinação é compor
uma compensação financeira ao Estado pela extração e venda de bens
denominados públicos e constituintes do patrimônio da União.
Juntamente com a carga tributária, as participações governamentais
fazem parte dos encargos que o concessionário deve pagar em razão da
pesquisa e lavra do petróleo e gás natural, necessitando ser de conhecimento
público os critérios de sua cobrança, para que os pretensos participantes da
indústria possam avaliar com clareza a atratividade de determinado
empreendimento.
É importante ainda observar que, como as jazidas de petróleo são bens
públicos da União e as participações governamentais decorrem de sua
exploração, entende-se que representam forma originária de receita pública, o
que afasta sua classificação como tributos e, apesar de se configurarem como
obrigações contratuais, não há liberdade dos contratantes quanto aos seus
termos, uma vez que são resultado de imposições legais (40).
Assim, ficam definidos, para o regime de concessão brasileiro previsto em
edital de licitação, as seguintes participações governamentais: bônus de
assinatura, royalties, participação especial, pagamento pela ocupação ou
retenção de área. Nos tópicos subsequentes iremos detalhar como essas
participações são definidas e os valores arrecadados atualizados.
19
1. Bônus de Assinatura
Essa remuneração ao Estado é feita anteriormente ao início da
exploração e compõe a proposta para obtenção da concessão de determinado
bloco. Esse montante é pago pelo licitante vencedor dentro de um prazo que
varia de 30 a 60 dias, no ato da assinatura do contrato, e tem seu valor mínimo
estipulado no edital da licitação do bloco em questão.
Por ser um pagamento à vista, representa um importante provento de
renda à União logo no início do projeto, não dependendo da produtividade do
campo e nem de fiscalização em seu recolhimento. Destina-se, em parte, à ANP
para custeio de suas necessidades operacionais, determinadas em seu
orçamento aprovado anualmente (41).
O Bônus de Assinatura é um critério de seleção tradicional em licitações
para concessão. Tem o seu valor associado a expectativa das empresas quanto
ao potencial produtivo dos blocos disputados e ao grau de competição pela área
na rodada de licitação. Entre 1999 e 2017, decorreram-se 14 rodadas de licitação
no regime de concessão, sendo arrecadados aproximadamente 12 bilhões de
reais em moeda corrente (42).
Figura 1 - Arrecadação de Bônus de Assinatura nas 14 Rodadas de Licitação - Fonte: ANP
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R9 R10 R11 R12 R13 R14
Milh
õe
s R
$
20
2. Royalties
O royalty é uma compensação financeira devida à União pelas empresas
que produzem petróleo e gás natural no território brasileiro, representando uma
remuneração à sociedade pela exploração desses recursos não renováveis (43).
Essa compensação é paga mensalmente, em moeda nacional, com relação a
cada campo, à Secretaria do Tesouro Nacional (STN) a partir do mês em que
ocorrer a respectiva produção, tendo como prazo o último dia do mês seguinte.
Os royalties são a única garantia de receita ao Estado, além do bônus de
assinatura. De maneira prática, o montante a ser liquidado é definido a partir da
incidência de uma alíquota, que varia de 5% a 10%, sobre o valor da produção,
sendo distribuídos entre Estados, Municípios, Comando da Marinha do Brasil,
Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovações e Comunicações, e um Fundo
Especial, administrados pelo Ministério da Fazenda. Essa divisão, para um
percentual mínimo de 5%, está estipulada no art. 7º da Lei nº 7.990 de 1989 (44).
Já para valores maiores, a divisão se dá de acordo com o disposto no artigo nº
49 da Lei do Petróleo (32). Na figura 2 é possível observar um compilado das
quotas devidas nos diferentes casos.
Municípios com Instalações: 10% Municípios com Instalações: 7,5%
Fundo Especial: 10% Fundo Especial: 7,5%
Ministério da Ciência e Tecnologia: 25%
Estados Confrontantes: 30% Estados Confrontates: 22,5%
Municípios Confrontantes: 30% Municípios Produtores: 22,5%
Comando da Marinha: 20% Comando da Marinha: 15%
Offshore
Acima de 5%
Estados Produtores: 52,5%
Municípios Produtores: 15%
Municípios Afetados por Operações: 7,5%
Ministério da Ciência e Tecnologia: 25%
Alíquota sobre Produção
5%
Onshore
Estados Produtores: 70%
Municípios Produtores: 20%
Municípios com Instalações: 10%
Tabela 1 - Discriminação de Royalties. Fonte: Brasil
21
Por incidirem na produção, representam a fatia mais relevante de toda a
arrecadação governamental. Além disso, os custos de controle de sua
arrecadação são menores do que aqueles de outros instrumentos fiscais, uma
vez que o nível de informação requerido é bem menor, representando uma
grande vantagem para sua cobrança. Estima-se que foram arrecadados mais de
170 bilhões de reais desde 1999, em valores correntes (42) (45).
Em contrapartida, por serem aferidos sobre a receita bruta, não se
consideram os custos ou lucros associados ao projeto, não estando relacionado
a sua receita econômica. Assim, em cenários não favoráveis, como uma
realidade de preços baixos, podem incorrer em prejuízo para os operadores, uma
vez que continuam a remunerar a União em função da produção.
3. Taxas Especiais de Retorno
No Brasil, denominada de participação especial, constitui um mecanismo
de captura progressiva de renda em projetos de grande produção ou de grande
0
3.000
6.000
9.000
12.000
15.000
18.000
21.000
Milh
õe
s R
$
União Unidades da Federação
Municípios Fundo Especial
Figura 2 - Evolução da distribuição de royalties sobre a produção de petróleo e de gás natural, segundo beneficiários – 1999-2016. Fonte: ANP/SPG
22
lucratividade. Esta compensação financeira extraordinária garante estabilidade
de ganhos para o Estado, incidindo, portanto, apenas se elevados volumes de
petróleo são extraídos durante a fase de desenvolvimento.
Esse sistema faz convergir os interesses dos contratantes, Estado e
companhias petrolíferas, uma vez que elevadas participações governamentais
estão associadas à extração de elevados volumes de petróleo. É uma forma de
permitir a captura, por parte da sociedade, de uma parcela da renda adicional
oriunda justamente da exceção, em termos de riqueza mineral, da produção.
Sua aferição é realizada sobre a receita líquida da produção, cujo total
decorre da receita bruta de cada campo de uma dada área de concessão,
deduzidos os royalties, os investimentos em exploração, o bônus de assinatura,
custos operacionais, depreciação e os tributos previstos na legislação em vigor.
É paga trimestralmente a partir da data de início da respectiva extração.
0
3.000
6.000
9.000
12.000
15.000
18.000
Mil R
$
Municípios Unidades da Federação União
Figura 3 - Evolução da distribuição de participação especial sobre a produção de petróleo e de gás natural, segundo beneficiários - 2000-2016. Fonte: ANP/SPG
23
O seu cálculo é realizado pela aplicação de alíquotas progressivas sobre
a receita líquida da produção trimestral, considerando-se o local da lavra, os
anos de produção e o respectivo volume fiscalizado. Atualmente, esta quantia
varia entre 0% e 40% conforme localização e nível produtivo do campo. Este
montante é dividido entre municípios confrontantes, unidades federativas e a
própria União. Estima-se que o valor arrecado entre 2000 e 2016 por conta das
participações especiais se aproxime do total de 150 milhões de reais (42) (45).
4. Retenção de Área
Esse ônus, denominado pagamento ocupação ou retenção de área, foi
estipulado na Lei do Petróleo (32) e está previsto tanto no edital quanto no
contrato de concessão. Seu pagamento é anual e deve ser realizado a partir da
data de assinatura do acordo entre as partes, sendo aplicável, sucessivamente,
às fases de exploração e de produção.
O valor é fixado por quilometro quadrado ou fração da superfície do bloco,
com área inicial constante estipulado no Edital de licitação e seu ajuste ocorre
apenas devido a devoluções ou mudanças na fase de projeto. Destina-se
0
30.000
60.000
90.000
120.000
150.000
180.000
210.000
240.000
270.000
mil
R$
Figura 4 - Pagamento pela ocupação ou retenção de área, segundo etapas de operação – 1999-2016. Fonte: ANP/SPG
24
totalmente à ANP para custeio de suas necessidades operacionais consignadas
em seu orçamento aprovado, conforme artigo de nº 16 da Lei 9.478/97.
3.2.2 Conteúdo Local
A Cláusula de Conteúdo Local (CL) está presente em todos os contratos
de concessão firmados pela ANP com as empresas vencedoras nas rodadas de
licitações. Esta disposição visa incrementar a participação da indústria nacional
de bens e serviços, em bases competitivas, nas fases de exploração e
desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural.
De acordo com o estabelecido pela ANP, as concessionárias devem
garantir prioridade à contratação de fornecedores brasileiros sempre que suas
ofertas apresentarem características de prazo, preço e qualidade similares ou
equivalentes às de outros fornecedores também convidados. Dessa maneira,
busca-se evitar a chamada “Doença Holandesa” (46), quando uma economia
tem uma atividade extrativista volumosa e não usa esses recursos para obter
desenvolvimento de sua capacidade produtiva.
Este conceito é aplicado desde a primeira rodada de licitações, ocorrida
em 1999. Até a quarta rodada de licitações os concorrentes puderam ofertar de
forma livre os valores de bens e serviços a serem adquiridos durante o contrato,
sendo esses percentuais computados para a análise das ofertas. Até os dias
atuais, estes termos já sofreram diversas alterações e continuam a ser debatidos
de forma a garantir seu cumprimento integral e o desenvolvimento nacional (47).
A responsabilidade de fiscalização dos percentuais descritos em contrato
é da ANP. Os extratos de fiscalização são publicados quando há o cumprimento
do compromisso de conteúdo local contratual, assim como quando é identificado
o não cumprimento do compromisso de conteúdo local contratual, passíveis de
multa.
25
A exigência de Conteúdo Local mínimo nos contratos de concessão dos
blocos exploratórios da ANP provocou a necessidade da criação de uma forma
única de medição que assegurasse uniformidade, transparência e credibilidade
aos diversos agentes atuantes no setor de petróleo e gás natural do Brasil.
Em 2004, a Cartilha de Conteúdo Local foi criada com o objetivo de definir
uma metodologia de cálculo do Conteúdo Local de bens, sistemas, subsistemas
e serviços relacionados ao setor. Busca identificar a origem de fabricação dos
componentes que compõem cada equipamento, pondera o valor dos insumos
importados em comparação ao valor do bem e os consolidam no Índice de
Conteúdo Local (48).
Mais recentemente, o CNPE publicou em sua resolução nº 07, de 11 de
abril de 2017, um novo modelo de Conteúdo Local a ser aplicado nas próximas
rodadas licitatórias (49). Além de deixar de ser considerado como fator de
pontuação das ofertas, houve simplificação dos compromissos e redução dos
percentuais mínimos. Como mencionado anteriormente, este é um assunto em
constante debate dentro do cenário nacional, sendo revisado regularmente de
forma a balancear os interesses nacionais sem oferecer uma barreira ao capital
estrangeiro.
Figura 5 - Evolução das Médias de Requerimento de CL - Concessão. Fonte: IBP (87)
26
3.2.3 Exploração e Produção
O quinto Capítulo da Lei nº 9.478 esclarece inúmeros pontos que devem
ser minuciosamente seguidos e observados dentro do contexto da exploração e
produção. Dado que grandes recursos são investidos em desenvolvimento
tecnológico, na ampliação do conhecimento geológico e na formação de uma
cadeia de bens e serviço, se faz fundamental estar regimentado em Lei as
diretrizes para estas atividades.
As diferentes fases do projeto são contempladas ao longo deste quinto
capítulo, valendo-se a observação de diferentes regras que precisam ser
cumpridas em cada estágio das atividades previstas no horizonte de
planejamento. Dentre elas, ressaltam-se as seguintes:
a. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de
petróleo serão exercidas apenas mediante contratos de
concessão, precedidos de licitação;
b. Os contratos de concessão deverão prever duas fases: a de
exploração e a de produção; incluem-se na fase de exploração as
atividades de avaliação de eventual descoberta de petróleo, para
determinação de sua comercialidade; a fase de produção incluirá
também as atividades de desenvolvimento; e
c. A concessão implica, para o concessionário, a obrigação de
exploração das reservas petrolíferas, por sua conta e risco,
conferindo-lhe a propriedade dos bens extraídos após a dedução
dos encargos relativos ao pagamento dos tributos incidentes e das
participações legais ou contratuais correspondentes.
A fase exploratória tem como objetivo possibilitar a descoberta de novas
reservas petrolíferas, para sua posterior avaliação através de métodos diversos.
Dentre as suas obrigações, o concessionário deve cumprir o programa
exploratório mínimo previsto na oferta vencedora, cujo período de execução
varia entre três e oito anos. Nesse período, as empresas devem adquirir dados,
27
realizar novos estudos geológicos e geofísicos, perfurar poços exploratórios e
avaliar a comercialidade das eventuais descobertas.
A avaliação da descoberta será realizada integral e necessariamente
durante a fase de exploração. Ao seu fim, caberá exclusivamente ao
concessionário decidir, baseado em suas avaliações, a declaração ou não
declaração de comercialidade das suas descobertas. Vale salientar que, o prazo
de duração da fase de exploração será estimado pela ANP, em função do nível
de informações disponíveis, das características e da localização de cada bloco.
A fase de produção tem início com a entrega, à ANP, da respectiva
declaração de comercialidade do campo, tendo uma duração total de 27 (vinte e
sete) anos e podendo ser reduzida ou prorrogada conforme o contrato de
concessão.
No início da fase de produção, a companhia concessionária entregará o
plano de desenvolvimento do campo, com atenção ao decaimento das reservas
e racionalização da produção, de acordo com a legislação brasileira e tendo em
vista as melhores práticas da indústria do petróleo. Anualmente, exige-se
também a elaboração de um programa anual de produção, onde se estima o
quanto será produzido pelo campo, devendo o mesmo ser rigorosamente
seguido. Assim, as variações na produção que ultrapassarem 10 pontos
percentuais deverão ser imediatamente notificadas e justificadas à ANP. Não se
admite, ainda, variação superior a 15% com o risco de multa no caso de seu
descumprimento.
3.3 Processo Licitatório
Desde a promulgação da Lei do Petróleo, o papel de promover a
expansão das atividades de exploração e produção é da ANP. Cabe à Agência,
por ser o órgão regulador do setor, a condução do processo de licitação, do início
ao fim.
28
A delimitação dos blocos ofertados e submissão para aprovação do
CNPE, é a primeira etapa necessária para a homologação das chamadas
Rodadas de Licitação, que culmina com o anúncio dos consórcios ou empresas
com ofertas vencedoras.
A determinação dos blocos que constituem as Rodadas de Licitações da
ANP depende da existência de dados geológicos e geofísicos que apresentem
indícios da existência de petróleo e gás natural, de considerações preliminares
sobre fatores ambientais, dentre outros itens técnicos, sendo a seleção final feita
de acordo com as diretrizes especificadas pelo CNPE, por meio de portarias e
resoluções publicadas no Diário Oficial da União (DOU).
Posteriormente, a ANP publica a minuta de edital e do contrato a ser
assinado com as empresas vencedoras, submetendo-os a consulta e audiência
públicas, onde recebe sugestões e críticas da indústria e de representantes da
sociedade. Esses documentos estabelecem os requisitos para a participação
das empresas operadoras, as regras para a avaliação das propostas e os
compromissos dos vencedores da licitação.
Em termos de critérios para a apreciação, em regra, é estabelecido no
edital os diferentes pesos, em termos percentuais, para conteúdo local,
programa exploratório mínimo e bônus de assinatura. Além disso, empresas
nacionais e filiais estrangeiras devidamente habilitadas podem participar das
licitações, desde que constituídas sob as leis brasileiras, com sede e
administração no país.
Tabela 2 - Critérios para Seleção de Ofertas. Fonte: ANP (50)
Critério Peso
Conteúdo Local 20%
Programa Exploratório Mínimo 40%
Bônus de Assinatura 40%
29
3.3.1 Rodada Zero
Consolidada em agosto de 1998, a rodada zero definiu a participação da
Petrobras nos campos dentro do novo cenário regulatório, pós fim do monopólio.
Ficou determinado que a Petrobras teria a possibilidade de celebrar, sem
processo licitatório, contratos de licitação para os blocos exploratórios e áreas
em desenvolvimento em que a empresa já houvesse realizado investimentos.
Dessa maneira, ratificou-se os direitos da Petrobras na forma de
assinatura de contratos referentes a 282 campos em produção, cobrindo uma
área superior a 450.000 km2 em 115 blocos exploratórios. No caso dos blocos
em que a empresa estatal realizou descobertas comercias ou promoveu
investimentos na exploração, seus direitos foram assegurados por três anos para
o seguimento nos trabalhos de exploração e desenvolvimento.
Os denominados “campos marginais” correspondem aos campos que,
mesmo com produção ou investimento na exploração, não foram reivindicados
pela empresa. Portanto, ficaram à disposição da ANP para futuras concessões.
Ao longo dos anos seguintes, as primeiras sete rodadas de licitações
transcorreram normalmente, totalizando 594 blocos arrematados em formações
onshore e offshore, contemplando uma área de 432.851 km2 (51).
3.3.2 Oitava Rodada
Em Novembro de 2006, a Oitava Rodada de Licitações da ANP teve início
no Rio de Janeiro, realizada no Copacabana Palace, (52) contando com a
participação de um total de 43 operadoras nacionais e estrangeiras (53). No
decorrer do leilão alguns blocos, sozinhos, atraíram ofertas milionárias de 16 das
19 (84%) empresas multinacionais participantes (54). Estes blocos faziam parte
dos 284 que estavam em oferta nesta rodada e estavam localizados na Bacia de
Santos, em novas áreas de fronteiras marítimas com alto potencial de exploração
(55). É possível observar que este expressivo interesse não foi resultado do
acaso: alguns meses antes, a Petrobras havia confirmado grandes acumulações
30
de petróleo em blocos adjacentes aos que estavam sendo leiloados. Estes
últimos se tornariam, mais tarde, parte da área denominada pré-sal.
Figura 6 - Áreas ofertadas na 8ª Rodada (em amarelo) e polígono do Pré-Sal (em azul). Fonte: ANP (54) e BNEP (56).
Na primeira etapa do leilão, um total de 38 blocos foram concedidos,
sendo a Petrobras a maior beneficiada com o arremate de 20 blocos. Destes, 8
se encontravam situados na área de maior interesse do leilão, a Bacia de Santos,
onde 10 blocos foram arrematados no total (54).
A rodada transcorria normalmente até que, no início da tarde, uma liminar
concedida pelo Juiz da 9ª Vara Federal do Distrito Federal (JF/DF) suspendeu
os leilões (56). A Ação Popular que gerou a liminar tinha como objetivo preservar
a Petrobras e impedir que a mesma saísse prejudicada no leilão (57), fato que
acabou se concretizando com a própria suspensão da rodada.
Apesar dos expressivos resultados iniciais e mesmo após autorização do
Supremo Tribunal Federal (STF) para o prosseguimento da rodada (58), a
licitação permaneceu congelada e sem desdobramentos.
31
Após diversos adiamentos (59) e aguardando a conclusão dos trabalhos
realizados pela comissão especial instaurada (60) (61), o destino final da rodada
foi finalmente definido no último mês de 2012, onde ficou decidido o total
cancelamento da rodada (62) com a restituição de todas as taxas de participação
e garantias de oferta relativas à licitação (63).
Era o presságio para um novo marco regulatório na indústria nacional de
E&P. As acumulações de grandes proporções acabaram se confirmando e, no
fim das contas, representaram um divisor de águas na história da indústria de
petróleo no Brasil. O CNPE divulgou na Resolução nº 6, de novembro de 2007,
a determinação para a avaliação das mudanças necessárias no marco legal,
contemplando um novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás
natural, decorrente da nova província petrolífera que se anunciava. Era o início
da era do pré-sal no Brasil (64).
32
4 O MODELO DE PARTILHA
No dia 11 de julho de 2006, a Petrobras anunciou, por meio de um
comunicado, que o consórcio composto pela própria estatal brasileira, BG e
Petrogal encontrou óleo leve no poço 1-BRSA-369A-RJS (1-RJS-628A).
Tratava-se de uma nova fronteira exploratória na Bacia de Santos, em águas
consideradas ultraprofundas (lâmina d’água de 2140 metros) (65).
Esse não foi apenas mais um comunicado de descoberta comum. Tratava-
se do primeiro pronunciamento otimista a respeito da região do pré-sal. O poço
em questão, situado no bloco BM-S-11, distante cerca de 250 quilômetros da
costa Sul da cidade do Rio de Janeiro, foi o primeiro a superar a sequência de
sais evaporíticos com mais de 2000 metros de espessura.
Entretanto, ainda era necessária a confirmação da existência de um
reservatório com potencial de produção e a realização de uma série de análises
com maior precisão para se determinar as características do óleo presente na
possível reserva. E, menos de 3 meses depois, um novo comunicado abordando
esses méritos foi publicado.
No dia 4 de outubro, a Petrobras divulgou resultados preliminares de um
teste de produção vertical e acabou por ratificar de vez a existência de um
reservatório com alta produtividade contendo óleo leve, 30º API, de ótima
qualidade. O teste revelou uma vazão de 4.900 barris de óleo por dia e 150.000
metros cúbicos de gás natural por dia (66). Faltava agora apenas uma avaliação
completa do volume de óleo do reservatório encontrado.
Os esforços de exploração continuaram e já no ano seguinte, em novembro
de 2007, o anúncio oficial veio: após análise completa dos testes de formação
do segundo poço (1-RJS-646), no mesmo bloco exploratório, estimou-se um
volume recuperável entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural
colocando o Brasil numa posição de destaque entre os países com grandes
33
reservas de petróleo e gás do mundo (67). Estavam, enfim, descobertas as
reservas do pré-sal.
Não há como negar que esse foi um marco histórico para a indústria do
Brasil. O entusiasmo pela expectativa de um expressivo aumento na quantidade
de óleo existente nas bacias brasileiras, logo se transformou num clamor popular
em torno do pré-sal, transformando-o não somente numa plataforma de
desenvolvimento econômico e tecnológico, mas também num símbolo de
orgulho nacional (68).
Toda essa atenção e expectativas em torno do pré-sal estimularam
discussões a respeito de um novo marco regulatório, afim de garantir uma
conjuntura de canalização equilibrada dos recursos financeiros extras que
seriam gerados pela indústria a partir de então. E foi no final de 2010 que a Lei
de Partilha foi publicada no Diário Oficial da União, instituindo novas diretrizes e
marcando o início de uma nova era quanto às regras e determinações do
mercado de óleo e gás.
Neste capítulo vamos discorrer sobre as principais mudanças na
legislação da indústria, promovidas pela descoberta do pré-sal. Essas alterações
compreendem a criação de novos conceitos base para a partilha, passando por
ajustes da participação governamental, chegando até a instauração de novos
órgãos e dispositivos gerais. Além disso, será realizada uma leitura a respeito do
Leilão de Libra em 2013, sendo esse o primeiro do pré-sal sob as novas regras
do modelo de partilha.
4.1 Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010
No dia 22 de dezembro de 2010 foi publicada a Lei nº 12.351 (69), que
modificou a lei 9.478/1997 e instaurou o modelo de Partilha da Produção para
contemplar as áreas ainda não concedidas do pré-sal e outras áreas
consideradas estratégicas e de interesse nacional. O novo dispositivo modificou
as participações governamentais e definiu novas funções para a Agência
34
Nacional do Petróleo, o Ministério de Minas e Energia e o Conselho Nacional de
Política Energética, além de definir e instituir o chamado Fundo Social.
“LEI Nº 12.351, DE 22 DE DEZEMBRO DE 2010. Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências.”
As tais áreas do pré-sal estratégicas foram definidas dentro do chamado
“Polígono do Pré-Sal”, região com grande expectativa de acúmulo de reservas
com potencial de produção, sobre a qual a nova lei teria influência e cuja
localização pode ser vista na Figura 7.
Figura 7: Polígono do Pré Sal em roxo. Fonte: (70)
35
Um outro ponto importante, e também polêmico, foi a determinação de
que a Petrobras deveria assumir compulsoriamente o papel de operadora em
todos os consórcios, qualquer que fosse o bloco a ser licitado, com uma
participação mínima de 30%. Sua contratação poderia, ainda, ser realizada
diretamente pela União, dispensada licitação, com a motivação de observar a
preservação do interesse nacional e o atendimento dos demais objetivos da
política energética. Nessa situação, o CNPE proporia ao Presidente da
República tal contrato.
“Art. 4o. A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurado, a este título, participação mínima (30%) no consórcio previsto no art. 20.”
Por último, mas não menos importante, a Lei deliberou ainda, em seu
artigo 47, sobre a criação do chamado Fundo Social, com o intuito de armazenar
recursos financeiros e canalizá-los para desenvolvimento e implementação de
projetos de cunho social.
“Art. 47. É criado o Fundo Social - FS, de natureza contábil e financeira, vinculado à Presidência da República, com a finalidade de constituir fonte de recursos para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à pobreza e de desenvolvimento. ”
4.1.1 Exigências e Pré requisitos para participação nos leilões
De acordo com a lei 12.351/2010 em seus artigos 16º e 17º, as empresas
nacionais e estrangeiras interessadas em participar dos leilões continuarão
seguindo os critérios da ANP na mesma forma e parâmetros previstos na lei
9.479/1997, em seu artigo 25. A única diferença está relacionada à minuta da
licitação, a qual deverá apresentar um resumo dos trâmites em questão.
Somente poderão fazer parte do processo licitatório empresas que
atendam aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela
ANP. Todos esses requisitos estarão detalhados no edital obrigatoriamente.
36
No âmbito nacional, a empresa passará por uma aferição de capacidade
técnica e uma auditoria fiscal a fim de garantir sua idoneidade financeira e
regularidade jurídica, de acordo com os termos do artigo 37, inciso IV da lei
9.478/1997
“Art. 37. O edital da licitação será acompanhado da minuta básica do respectivo contrato e indicará, obrigatoriamente: [...] IV - a relação de documentos exigidos e os critérios a serem seguidos para aferição da capacidade técnica, da idoneidade financeira e da regularidade jurídica dos interessados, bem como para o julgamento técnico e econômico-financeiro da proposta”
No caso das empresas estrangeiras, de acordo com o artigo 39 da mesma
lei, algumas exigências a mais deverão ser observadas além da prova da
capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal. São
elas: fornecer o teor de seus atos constitutivos e comprovar que se encontra
organizada e regularmente funcionando segundo normas de seu país sede;
designar um representante legal junto à ANP; e em caso de sair vencedora da
licitação, deverá possuir ou constituir filial segundo às leis brasileiras, com sede
e administração no Brasil.
“Art. 39. O edital conterá a exigência de que a empresa estrangeira que concorrer isoladamente ou em consórcio deverá apresentar, juntamente com sua proposta e em envelope separado: I - prova de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal, nos termos da regulamentação a ser editada pela ANP; II - inteiro teor dos atos constitutivos e prova de encontrar-se organizada e em funcionamento regular, conforme a lei de seu país; III - designação de um representante legal junto à ANP, com poderes especiais para a prática de atos e assunção de responsabilidades relativamente à licitação e à proposta apresentada; IV - compromisso de, caso vencedora, constituir empresa segundo as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil. Parágrafo único. A assinatura do contrato de concessão ficará condicionada ao efetivo cumprimento do compromisso assumido de acordo com o inciso IV deste artigo”
4.1.2 Propriedade do óleo e Divisão da produção
Diferente das disposições previstas no modelo de concessão, o regime de
partilha define que a propriedade do óleo e gás produzido não pertence mais tão
somente às empresas exploradoras. No novo modelo, a União e a empresa
contratada dividem o petróleo e o gás natural extraídos em uma proporção
37
definida durante o leilão de licitação. O percentual da produção oferecido pelo
consórcio à União é, inclusive, critério primordial para definir o vencedor do leilão
e, portanto, selar o arremate do bloco.
Com o intuito de elucidar a nova divisão proposta, foi definido em lei o
conceito de custo em óleo, exigível unicamente em caso de declaração de
comercialidade. Trata-se de um valor em barris que corresponde à soma dos
custos com exploração, desenvolvimento e produção do campo. Essa
importância é deduzida do montante total produzido e absorvido pela própria
empresa ou consórcio contratado.
“II - custo em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, exigível unicamente em caso de descoberta comercial, correspondente aos custos e aos investimentos realizados pelo contratado na execução das atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações, sujeita a limites, prazos e condições estabelecidos em contrato”
Uma outra definição necessária foi a do excedente em óleo. Do volume
total produzido de petróleo e/ou gás é descontado o custo em óleo, a parcela
referente aos royalties (convertida em barris) e a chamada participação da
ocupação e retenção. Essa última parcela trata-se de uma compensação, em
torno de 1% do total produzido, que deve ser paga ao proprietário da terra, no
caso de blocos terrestres. O que sobra desses descontos é exatamente o
excedente em óleo, valor que, de fato, será repartido entre a União e empresa
contratada (71) .
“III - excedente em óleo: parcela da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a ser repartida entre a União e o contratado, segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo, aos royalties devidos e, quando exigível, à participação de que trata o art. 43”
A Figura 8, abaixo, ilustra como ocorre essa divisão.
38
Figura 8: Divisão da produção no Regime de Partilha. Fonte: (72).
4.1.3 Processo Licitatório, Obrigações e Riscos
No que tange ao processo licitatório, percebe-se pouca diferença entre os
regimes de concessão e de partilha. Os percentuais e valores mínimos para
bônus de assinatura, plano exploratório e conteúdo local seguem sendo
observados e devem estar definidos na minuta do edital de licitação.
Entretanto, como já mencionado anteriormente, fica claro na lei que o
julgamento da licitação sob o novo regime identificará a proposta mais vantajosa,
utilizando como critério seletivo a oferta de maior excedente em óleo para a
União, com um valor percentual mínimo de 41,65%.
Fica definido que o contratado segue possuindo as mesmas obrigações
do modelo de concessão, como concluir o programa exploratório mínimo e
assumir todos os riscos decorrentes das atividades de exploração, avaliação,
desenvolvimento e produção. A maior diferença, no entanto, encontra-se na fase
de produção, onde fica estabelecido já no momento de assinatura do contrato
qual será a parcela do óleo produzido à qual faz jus o contratado.
Neste modelo, ainda cabe ao contratante arcar com todos os custos e
riscos da exploração e produção. O Estado se mantém imune, uma vez que não
39
é dada ao contratante qualquer direito ou garantia de indenização no caso de o
campo não ser comercialmente viável.
Diferentemente do regime de concessão, onde campos com alta produção
e rentabilidade ficam sujeitos ao pagamento de valor referente à participação
especial, no regime de partilha extingue-se essa exigência impondo, em seu
lugar, o pagamento à União de parcela do excedente em óleo.
4.1.4 Participações Governamentais
Para o regime de partilha, a Lei nº 12.351/2010 em conjunto com a lei nº
12.734/2012 definem como será a participação governamental para os campos
contratados sob este modelo e também quais os instrumentos tributários
cobrados da empresa contratada. Dentre eles, tem-se:
1. Bônus de Assinatura - Valor fixo devido à União pelo contratado e
estabelecido pelo contrato de partilha, a ser pago no ato de sua
celebração. É importante salientar que neste regime o bônus de
assinatura não integra o custo em óleo, sendo vedado, em
qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado.
2. Royalties – Com alíquota de 15% do valor da produção,
correspondem à compensação financeira pela exploração do
petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos. Aqui, também
é vedado o seu ressarcimento ao contratado e sua inclusão no
cálculo do custo em óleo.
3. Excedente em óleo - Parcela da produção a ser repartida entre a
União e o contratado, resultante da diferença entre o volume total
da produção e as parcelas relativas ao custo em óleo e royalties.
Sendo a principal receita do Estado neste modelo, a parcela do excedente
em óleo da União será comercializada por esta, com a possibilidade de
40
contratação direta da Petrobras para a atividade. Além disso, conforme
especificado na Lei nº 12.351/10, a receita advinda dessa comercialização será
destinada ao Fundo Social, criado pela mesma lei.
4.1.5 Fundo Social
Também instaurado pela Lei nº 12.351/2010 com objetivos bem definidos,
o Fundo Social visa estabelecer, a partir da receita que decorrerá da exploração
e produção do pré sal, uma espécie de poupança do Estado. Esse fundo possui
a finalidade de fomentar programas e projetos nas áreas de desenvolvimento
social e de combate à pobreza.
Art. 47. É criado o Fundo Social - FS, de natureza contábil e financeira, vinculado à
Presidência da República, com a finalidade de constituir fonte de recursos para o
desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de combate à
pobreza e de desenvolvimento
Grande parte da receita obtida pela União através da venda do óleo e do
gás obtidos na partilha da produção, de parcela dos royalties, da totalidade da
participação especial, do bônus de assinatura e dos rendimentos financeiros
serão destinados ao Fundo Social.
4.2 Cessão Onerosa (Lei nº 12.276/2010)
O Congresso Nacional, através da lei nº 12.276 de 2010, autorizou a
União a ceder onerosamente à Petrobras o direito de exercer atividade de
pesquisa e lavra de petróleo em áreas do pré-sal que não se encontram sob o
regime de concessão e que não foram licitados sob o regime de partilha. Em
troca dessa cessão, a Petrobras deverá pagar à União com a compra de títulos
da dívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado.
Além disso, fica especificado que a produção não superará o valor total
de 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) e que, após alcançado esse
valor, a área explorada deverá ser devolvida à União. Esse benefício é exclusivo
41
e intransferível, e nessa área a Petrobras arca com todos os custos exploratórios
assumindo, também, os riscos de produção.
Em um momento no qual a Petrobrás buscava ansiosamente expandir o
capital da empresa de modo a cumprir com a efetivação de seus projetos nesta
nova fronteira exploratória, a cessão onerosa foi uma ferramenta fundamental ao
garantir à empresa o equivalente a US$ 70 bilhões em forma de barris de
petróleo. Em troca deste montante, a União aumentou o seu capital social dentro
da empresa, elevando sua participação de 41% para um novo patamar total de
48%.
4.3 PPSA (Lei nº 12.304/2010)
A lei nº 12.304/2010 implementou e determinou atribuições da empresa
pública Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), criada em 01 de agosto de 2013 pelo
Decreto nº 8.063/2013 sob a forma de sociedade anônima e vinculada ao
Ministério de Minas e Energia. Essa lei também estipulou que a empresa terá
como objetivo a gestão dos contratos celebrados sob o regime de partilha da
produção e dos contratos de comercialização da produção advinda do pré-sal.
Dentre as competências da PPSA, ressalta-se:
Representar a União nos consórcios formados (com participação
igual a 50% no comitê operacional) para a execução dos contratos
de partilha de produção;
Avaliar técnica e economicamente todos os projetos dos
consórcios (exploração, avaliação, desenvolvimento e produção)
dos quais participar, visando sempre as melhores práticas do
mercado e os interesses da União.
Além disso, também fica garantida em lei a dispensa de processo de
licitação para a contratação da PPSA pela administração pública. O objetivo é
de assegurar os interesses nacionais ao garantir as condições necessárias para
realizar as atividades relacionadas ao seu escopo de atuação.
42
Ainda, de acordo com o artigo 7º desta lei, a remuneração devida à PPSA
pela gestão dos contratos de partilha de produção variará de acordo com as
fases de cada contrato, das dimensões dos blocos e dos campos, entre outros
critérios.
4.4 O Leilão de Libra
No dia 21 de outubro 2013, ocorreu a primeira licitação sob as regras do
regime de partilha. Um consórcio formado por Petrobras, Shell, Total e as
chinesas CNPC e CNOOC arrematou o Campo de Libra, a maior reserva de
petróleo conhecida do Brasil, prevendo a exploração de petróleo e gás natural
na camada pré-sal.
Único a apresentar proposta, contrariando as previsões otimistas do
governo, o consórcio ofereceu repassar à União uma fatia de 41,65% do
excedente em óleo extraído do campo – percentual mínimo fixado pelo governo
no edital, como vimos anteriormente.
4.4.1 Localização
Libra fica na Bacia de Santos, a 170 km do litoral do Estado do Rio de
Janeiro. Apresenta uma área de cerca de 1,5 mil km quadrados chegando a ser
considerada a maior área de exploração do mundo, segundo a ANP.
Figura 9 - Área do Campo de Libra. Fonte: (92)
43
4.4.2 Potencial Produtivo
Segundo a ANP, a exploração do Campo de Libra deve dobrar as reservas
nacionais de petróleo. A estimativa é que o volume de óleo recuperável seja de
8 bilhões a 12 bilhões de barris – as reservas nacionais são hoje de 15,3 bilhões
de barris. As reservas de gás somam atualmente 459,3 bilhões de metros
cúbicos e também devem duplicar com Libra (73).
4.4.3 Desdobramento e Resultados do Leilão
Inicialmente, 11 empresas, entre elas a Petrobras, confirmaram interesse
pelo negócio. Gigantes do setor ficaram de fora da disputa, como as norte-
americanas Exxon Mobil e Chevron e as britânicas BP e BG. Porém, o único e,
portanto, vencedor consórcio que apresentou uma oferta durante o leilão foi o
formado por Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC. A previsão inicial da
diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, era de que até 40 empresas
participassem do leilão.
Oficialmente, o governo brasileiro diz que a ausência das petroleiras norte-
americanas e britânicas está relacionada à conjuntura econômica atual,
influenciada pela crise financeira. O governo ainda afirma não ver relação entre
a decisão dessas empresas e as denúncias de que o governo dos Estados
Unidos espionou a Petrobras – a Inglaterra é parceira dos EUA na área de
segurança.
Entretanto, a impressão prevalecente foi de que o viés protecionista do
regime de partilha impôs entraves os quais acabaram por desestimular a
participação dessas gigantes multinacionais. O excesso de obrigações e
contrapartidas, sobretudo quanto à participação compulsória de uma Petrobras
endividada e sob suspeita de corrupção - que vieram a se confirmar mais tarde
– desencorajou e minguou a possibilidade da presença de dezenas de
empresas, como, de forma otimista, havia sido prevista.
44
No caso do Campo de Libra, o percentual mínimo do excedente em óleo a
ser oferecido era de 41,65%. E foi exatamente o que foi oferecido. O consórcio
vencedor teve que pagar à União um bônus de assinatura do contrato de
concessão no valor de R$ 15 bilhões. O edital também deliberou, como estava
previsto, que a Petrobras seria operadora do campo, com participação mínima
de 30%, e responsável pelo plano de desenvolvimento dos campos. O prazo do
contrato em questão é de 35 anos sem prorrogação.
Não há como afirmar que o leilão do Campo de Libra foi um sucesso. Muito
pelo contrário. A percepção geral foi de desapontamento, uma vez que somente
um consórcio participou da licitação, acenando com a proposta mínima de
excedente em óleo oferecido à União. O apagado resultado do leilão de Libra,
aliado a eclosão dos escândalos de corrupção envolvendo a Petrobras e, ainda,
dentro de uma conjuntura política instável envolvendo o processo de
impeachment da então presidente Dilma Roussef, acabaram por fomentar novas
alterações na legislação.
45
5 RECENTES TRANSFORMAÇÕES NO NOVO MARCO REGULATÓRIO
A eclosão dos escândalos de corrupção envolvendo a Petrobras (74) (75)
(76) (77), juntamente com imposições asfixiantes do novo marco regulatório e a
queda vertiginosa no preço do barril, colocava em cheque a - já
economicamente enfraquecida - empresa nacional. Diante do cenário pessimista
no qual a indústria de E&P mundial se encontrava até o fim de 2015 e início de
2016, aliado ao momento de crise política e social vivida pelo país, as
expectativas de retorno de capital para o país advindo da exploração do pré-sal
tornavam-se, portanto, cada vez mais distantes.
Com a obrigatoriedade de ser a operadora em todos os campos do pré-
sal com a porcentagem mínima de 30% do consórcio vencedor, os investimentos
que a Petrobras poderia fazer seriam limitados e, consequentemente,
restringiriam a velocidade com que os campos destas novas fronteiras seriam
explorados, afetando, naturalmente, a entrada de recursos para a União.
A prioridade da empresa era a liquidação da dívida existente, a qual
chegou a 125 bilhões de dólares norte-americanos (78). Nesta conjuntura,
planejando, inclusive, desinvestimentos, ter a obrigação de participar no
desenvolvimento de todos os ativos da nova província exploratória não era algo
que a empresa buscava e, muito menos, precisava.
Logo, a necessidade de alteração da lei em vigor tornava-se cada vez
mais urgente caso o governo tivesse, de fato, o objetivo de iniciar de forma mais
contundente a exploração da área em questão. Foram alguns os momentos em
que o presidente da empresa, Pedro Parente, reafirmou a urgência na mudança
da lei, possibilitando à empresa “alocar seus investimentos de maneira
empresarialmente responsável” (79).
Segundo dito por Antônio Guimarães, Secretário Geral do IBP, em
audiência pública em 6 de junho de 2016, o petróleo não poderia continuar sendo
considerado apenas um “bilhete premiado” para o futuro. Segundo o mesmo,
através de uma pesquisa feita pelo IBP junto a órgãos internacionais e empresas
46
do setor, chegou-se à conclusão que dentro de 40 anos não importará mais quais
países possuem ou não reservas de petróleo, pois as energias alternativas serão
a base da matriz energética mundial. Para comprovar esse argumento, Antônio
Guimarães mostrou como é uma tendência mundial a realização de rodadas
pelos países que possuem jazidas de petróleo em seus territórios, impulsionando
a compensação financeira pela lavra deste recurso mineral (80).
Dado esse cenário, o então Senador José Serra propôs um Projeto de Lei
do Senado (PLS) que tinha como objetivo alterar o texto da Lei 12.351/10. A
proposta tramitou no Senado em regime de urgência e, a partir dessa PLS, foi
aprovado o substitutivo proposto pelo Senador Romero Jucá. A Lei 13.365/16
(81) foi sancionada pelo Presidente Michel Temer em 29 de novembro de 2016
e teve como principal efeito a mudança no texto da Lei 12.351/10, para que não
mais a Petrobras fosse obrigada a participar de todos os consórcios na área do
Pré-Sal como operadora. Ainda assim, ao CNPE reserva-se o direito de oferecer
à Petrobras, em critério preferencial, a possibilidade de operar os blocos a serem
contratados em regime de partilha, quando do interesse nacional (82).
“[...] Altera a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, para facultar à Petrobras o direito de preferência para atuar como operador e possuir participação mínima de 30% (trinta por cento) nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime de partilha de produção.[...]
Art. 2º [...] VI - operador: o responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção; VII - contratado: a Petrobras, quando for realizada a contratação direta, nos termos do art. 8º, inciso I, desta Lei, ou a empresa ou o consórcio de empresas vencedor da licitação para a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção; [...] Art. 4º O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), considerando o interesse nacional, oferecerá à Petrobras a preferência para ser operador dos blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção. ”
47
5.1 Recepção da Lei pela Indústria
O Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), afirmou que estas modificações
têm potencial para destravar os leilões do pré-sal e alavancar novos
investimentos. Até então, apenas um leilão no regime de partilha havia sido
realizado, com somente um consórcio interessado, formado por Petrobras, Shell,
Total, CNOOC e CNPC.
Segundo entrevista do CEO de uma operadora estrangeira da indústria
de petróleo, essa mudança não gerará uma mudança imediata na economia do
país, ainda mais com o preço do barril oscilando na casa dos cinquenta dólares
como estava na época. Mas a alteração na legislação já traz uma perspectiva de
maior investimento no país, como o mesmo afirma no seguinte trecho: “A
diversidade de novos operadores tem que ser vista também do ponto de vista da
cadeia de fornecedores. Um exemplo: se você conversar com os principais
fornecedores de bens e serviços, a carteira deles no Brasil sempre foi 80%
dependente da Petrobras. Com a crise da petroleira eles têm mais de 50% da
sua capacidade ociosa” (79).
5.2 Resultados do Primeiro Leilão pós Lei 13.365/16
Em 27 de outubro de 2017 ocorreram a 2ª e 3ª rodadas do Pré-sal, onde
a ANP ofertou 8 blocos localizados no polígono, sendo 4 em cada rodada. Dos
8 blocos ofertados, 6 foram arrematados por consórcios contendo empresas
estrangeiras e geraram R$ 6,15 bilhões de arrecadação em bônus de assinatura
e R$ 760 milhões em investimentos previstos no Programa Exploratório Mínimo.
Na 2ª Rodada, o ágio do excedente em óleo ofertado foi de 260,98% e,
na 3ª Rodada, de 202,18%. A 1ª Rodada de Partilha, realizada em 2013, que
ofereceu a área de Libra, teve ágio zero, uma vez que a área foi arrematada pelo
excedente em óleo mínimo definido no edital.
48
Segundo a ANP, o sucesso das rodadas reflete as mudanças regulatórias
realizadas pelo governo brasileiro, que tornaram o ambiente de negócios no país
mais atraente a empresas de diferentes portes, e a própria atratividade das
áreas, uma vez que o pré-sal brasileiro possui um dos maiores potenciais de
reservas a serem desenvolvidas no planeta.
5.3 Perspectivas Futuras
Nos dias 25 e 26 de janeiro de 2018, a ANP publicou em seu site oficial
os editais e modelos dos contratos de concessão e partilha para a realização da
15ª Rodada de Licitações e 4ª Rodada de Partilha da Produção.
Figura 10 - Cartilha do 2º e 3º Leilões de Partilha. Fonte: ANP
49
Serão ofertados 71 blocos exploratórios, 49 marítimos e 21 terrestres na
rodada de licitações, inclusive blocos adjacentes a Saturno (pré-sal).
Já na rodada dos contratos de partilha, os blocos Três Marias, Dois
Irmãos, Uirapuru, Saturno e Itaimbezinho, localizados nas bacias de Campos e
Santos, serão ofertados. A previsão do governo é arrecadar R$4,6 bilhões com
o bônus de assinatura no arremate das áreas, sendo o bloco de Uirapuru o mais
caro, com um valor esperado de R$2,65 bilhões (83).
Conforme a nova legislação em vigor, a Petrobras tem até 30 dias para
manifestar seu interesse em atuar como operadora após a publicação da
resolução do CNPE contendo os parâmetros técnicos e econômicos das áreas
em questão. No dia 14 de dezembro a Petrobras se posicionou de forma a
exercer este direito de preferência nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e
Uirapuru. Nessas três áreas, mesmo que não saia vencedora, poderá participar
com o percentual de 30% no consórcio que arrematante – tudo por conta da nova
lei.
Figura 11 - Mapa da 15ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. Fonte: ANP
50
O MME divulgou, também, as regras do conteúdo local mínimo. Propostas
pelo Comitê Diretivo do Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia
Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor
de Petróleo e Gás Natural (Pedefor), determinam 50% para a fase de exploração
e o mesmo percentual para a etapa de desenvolvimento em campos terrestres.
Já em blocos marítimos, manteve-se os percentuais estabelecidos na 3ª
Rodada, 18% para a fase de exploração, de 25% para a construção de poços,
40% para o sistema de coleta e escoamento e 25% para a Unidade Estacionária
de Produção (84).
A expectativa, novamente, é que se veja a Petrobras encabeçando a
disputa pelos blocos mais atraentes, principalmente no pré-sal. As mudanças
realizadas na legislação tornaram mais atraentes as condições de disputa pelos
blocos ofertados. O objetivo dos órgãos envolvidos, como ANP e CNPE, é
aproveitar o momento positivo para recuperar o tempo e, principalmente, o custo
de oportunidade de tantos anos de indefinição.
Figura 12 - Mapa da 4ª Rodada de Licitações de Partilha da Produção - Pré-sal. Fonte: ANP
51
6 CONCLUSÃO
Um regime exploratório é o instrumento legal que determina um conjunto
de normas responsáveis por reger as atividades de exploração, desenvolvimento
e produção de petróleo e gás natural em determinado local. De forma genérica,
basicamente 4 modelos são aplicados na indústria ao redor do mundo, além da
concessão e partilha, detalhados ao longo do trabalho, existem também os
acordos de participação e acordos de serviço.
É natural que, para cada país específico, estes modelos sejam aplicados
de diferentes maneiras, visando garantir, sempre, aderência às expectativas de
arrecadação governamental e atratividade para o investimento e
desenvolvimento do setor. Logicamente, cada país possui sua legislação de
forma a preservar seus interesses econômicos, dado que estamos tratando de
um recurso natural escasso e de extremo valor estratégico, considerando-se as
diferentes características exploratórias inerentes às suas reservas.
No caso brasileiro, diferentes momentos marcaram a história dos 160
anos de pesquisa e lavra de hidrocarbonetos. Desde a instituição do monopólio
e criação da Petrobras, passando pela abertura do mercado a empresas
operadoras nacionais e internacionais, até a descoberta do pré-sal, observou-se
que as conjunturas econômicas, políticas e sociais foram determinantes na
evolução e desdobramentos da legislação.
Diante de um cenário de crescimento econômico, houve a abertura do
setor, elevando o seu percentual no PIB brasileiro a mais de 10% (85).
Posteriormente, numa conjuntura de crise internacional, o governo entendeu o
pré-sal como uma oportunidade de garantir recursos à União e possibilitar uma
política comercial no setor, através de uma redefinição de preço e volumes a
serem exportados ou retidos. Entretanto, o que se viu foi que talvez as decisões
governamentais não tenham sido tão acertadas assim.
52
A interferência direta do Estado na indústria, aliada a uma forte ingerência
sobre uma ANP sem nenhuma autonomia foram extremamente prejudiciais ao
sucesso do setor desde a descoberta do pré-sal. A Petrobras, financeiramente
debilitada, e o aumento da burocracia na exploração de blocos adjacentes às
áreas do pré-sal num cenário de uma das piores crises nacionais dos últimos 20
anos, foram fatores que fomentaram mais uma mudança na regulação, com a
assinatura da Lei 13.365 de 2017, desobrigando a participação da maior
empresa nacional de energia em todos os blocos ofertados.
Essa alteração na lei 12.351 de 2010, juntamente com a flexibilização nos
percentuais mínimos obrigatórios de conteúdo local, se mostrou como uma
correção das decisões governamentais erradas e foi essencial para o
reaquecimento do setor. Além desses fatores, a alta produtividade observada na
exploração dos blocos dentro do polígono do pré-sal e a leve alta nos preços do
barril, estimularam grandes companhias a retomar sua atenção ao Brasil.
Quando se fala em retomada, a alusão ao período de transição dos
marcos regulatórios é evidente. A indefinição de um novo modelo exploratório
para o pré-sal afetou diretamente os investimentos no setor. A queda vertiginosa
do preço do barril e o momento político instável no país afastaram e encareceram
o capital estrangeiro, diferindo o recolhimento de tributos e impostos, a geração
de empregos e o desenvolvimento de novas tecnologias para a exploração da
nova fronteira.
No dia 26 de novembro de 2017, iniciou-se a produção do bloco de Libra,
com a entrada em operação da FPSO Pioneiro de Libra em águas ultra
profundas a cerca de 200km do litoral do Rio de Janeiro, na Bacia de Santos. Os
testes de longa duração marcam o começo da produção do primeiro bloco sob o
regime de partilha da produção e uma nova era, na qual a União passa a
comercializar o óleo recebido devido aos contratos de partilha.
É um momento, ainda, de indefinição. Apesar da expectativa positiva, é
importante salientar que as mudanças têm se apresentado de maneira
constante, transformando rapidamente os cenários dentro do país. A
53
necessidade de um gerenciamento da produção e de projetos complexo, ainda
semeiam dúvidas quanto à eficácia do modelo em vigor. Assim, um estudo
comparativo contemplando as conjunções da exploração do pré-sal nestes três
cenários distintos – concessão, partilha com obrigatoriedade e partilha híbrida –
é sugerido.
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