Regime de Concessão
A criação da ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, e demais agências reguladoras, fez parte do contexto de uma nova concepção do papel do Estado, que gerou mudanças no ambiente institucional brasileiro. A partir de 1997, ano de seu surgimento, houve uma forte conscientização em incentivar o fortalecimento do setor industrial em E&P como fator fundamental para o crescimento do país.
Nesse sentido, foi estabelecida a exigência de Conteúdo Local mínimo como um dos fatores de avaliação para aquisição de blocos exploratórios sob o regime de concessão. O objetivo dessa medida se perfaz em estimular a participação da indústria nacional de bens e serviços em bases competitivas, nos projetos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural.
O início da implementação da Política de Conteúdo Local ocorreu com a primeira rodada de licitações, cujo edital de 30 de abril de 1999 estabeleceu o compromisso de aquisição local de bens e serviços como critério de julgamento das propostas, com peso de 15%. Entretanto, esses critérios sofreram alterações de pesos, limites, métodos de cálculo e comprovação ao longo do tempo.
Confira as principais mudanças relativas ao Conteúdo Local na linha do tempo das Rodadas de Concessão de Blocos Exploratórios.
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O Pré-sal - Regime de Partilha da Produção e Cessão Onerosa
A descoberta do polígono do pré-sal, no ano de 2007, levou o governo a estabelecer, em 2010, o regime de partilha da produção. Até aquele momento todas as áreas eram disponibilizadas sob concessão. A partir de então, o país passa a ter um regime regulatório misto, englobando contratos de concessão e de partilha.
Vale esclarecer as diferenças entre as duas modalidades. No regime de concessão a empresa/consórcio, contratado pela União em licitações públicas, assume o risco de investir e localizar, ou não, petróleo ou gás natural, e é detentor de toda descoberta e produção na área concedida. Em contrapartida, paga participações governamentais, como bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área, royalties e participação especial.
Já na partilha da produção, a União e a empresa contratada para explorar uma área partilham a produção do petróleo e gás natural extraídos. Os custos da exploração, do desenvolvimento de um campo e da extração são descontados do total de óleo produzido pela empresa contratada, gerando o excedente em óleo, que é dividido entre a mesma e a União.
A 1ª Rodada de Partilha da Produção do pré-sal, foi realizada em 2013, quando a Petrobrás era necessariamente a operadora dos contratos, conforme previsto na Lei 12.351/2010. No final de 2016, mudanças na legislação excluíram a obrigatoriedade da Petrobras atuar como operadora, contudo mantendo a participação mínima de 30% da empresa nos consórcios. O Decreto nº 9.041/2017 regulamentou o direito de preferência da Petrobras em atuar como operadora nas parcerias formadas para exploração e produção de blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção.
Nas licitações de partilha, promovidas pela ANP, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado, a maior parcela de petróleo e gás natural. Os bônus de assinatura são fixos e o excedente em óleo para a União é o único critério para definir a licitante vencedora. O Conteúdo Local mínimo exigido nas seis rodadas já ocorridas, entre os anos de 2013 a 2019, constou sempre de percentuais mínimos globais, acrescidos de subitens ou macro itens, conforme as mudanças regulatórias ao longo do tempo.
Os consórcios que exploram o pré-sal são compostos pela Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA); criada em 2013; representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Na partilha, os contratos são assinados, em nome da União, pelo MME.
Ainda no que concerne ao pré-sal, em 2010 a lei 12.276 autorizou a União a ceder onerosamente as áreas não concedidas localizadas na região marítima da Bacia de Santos à Petrobrás, dispensando a mesma do processo de licitação, para realização de atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo e gás natural. A companhia assegurou o direito de produzir até 5 bilhões de barris de petróleo em seis blocos no local. O Conteúdo Local mínimo exigido se estabeleceu em 37% a ser cumprido para fase de exploração e compromissos globais crescentes para fase de desenvolvimento.
A existência de volumes superiores ao acordado extraídos da área em questão levou o CNPE a autorizar a realização de licitações. Assim, em 2019 e 2021 ocorreram as 1ª e 2ª Rodadas de Licitações dos Excedentes da Cessão Onerosa. Acerca das regras de Conteúdo Local, percentuais mínimos por macro itens para a etapa de desenvolvimento foram estipulados. Para efeito de BID, o critério para os lances foi o de maior oferta de excedente de óleo destinado para a União, após dedução de despesas de produção e investimentos.
Acumulações Marginais e Oferta Permanente
A Resolução CNPE nº 17, de 8 de junho de 2017, em seu Artigo 4º, alterado pela Resolução CNPE nº 3, de 4 de junho de 2020, estabeleceu a Oferta Permanente de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais para outorga de contratos de concessão com fins de exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural.
Na Oferta Permanente há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.
Tendo sua inscrição aprovada nessa modalidade, a empresa pode declarar interesse em um ou mais dos blocos e áreas ofertados em edital. Após aprovação, pela Comissão Especial de Licitação (CEL), de uma ou mais declarações de interesse, tem início um ciclo da Oferta Permanente, com a divulgação de seu cronograma. Os ciclos correspondem à realização das sessões públicas de apresentação de ofertas para um ou mais setores que tiveram declaração de interesse, quando as empresas inscritas podem fazer suas ofertas. O conteúdo local não é critério para BID, mas são previstos percentuais mínimos obrigatórios, global para fase de exploração, e em macrogrupos na etapa de desenvolvimento.
A partir da publicação, em 24/12/2021, da Resolução nº 27/2021 do CNPE, estabelecendo que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do referido órgão, passou a haver duas modalidades da Oferta Permanente: a Oferta Permanente de Concessão (OPC), agora já em seu 3º Ciclo; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), que ainda não possui data para ser realizada, pois se encontra atualmente em fase de elaboração do edital e modelos de contratos.
Vale ressaltar que desde 2018 as áreas com acumulações marginais, ou seja, áreas inativas onde não houve produção de petróleo e /ou gás natural ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico, também são oferecidas em Oferta Permanente. O objetivo é oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas e possibilitar a continuidade das atividades de exploração e produção. Anteriormente essas áreas foram ofertadas em quatro rodadas específicas, ocorrendo entre 2005 a 2017. Nas três primeiras o CL mínimo exigido foi de 70% para fase de reabilitação e produção, sem ser critério para BID. Já a quarta rodada não contou com exigência de CL.
Veja todos esses eventos supracitados, Partilha da Produção, Cessão Onerosa, Acumulações Marginais e Oferta Permanente, e suas principais regras de Conteúdo Local ao longo do período de ocorrência na imagem abaixo.
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