Começa a ganhar forma dentro do governo federal o projeto de acabar com o polígono do pré-sal da Bacia de Santos. A ideia é tentar incluir no PL 8.939/17, do deputado José Carlos Aleluia (DEM/BA) e que libera a Petrobras (SA:PETR4) para vender até 70% das áreas da cessão onerosa, uma emenda que acabe com o polígono e atribua ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a competência para definir quais áreas serão licitadas no regime de partilha da produção e concessão.
O polígono do pré-sal foi instituído pela Lei 12.351/10, editada no governo Lula. Pela legislação, todas as áreas dentro do polígono só podem ser licitadas no regime de partilha da produção. O entendimento no mercado e no governo é que algumas áreas com volume menor de petróleo podem não ser economicamente atrativas dentro do modelo de partilha e acabar encalhando, como aconteceu com os blocos Sudoeste de Tartaruga Verde e Pau Brasil, nos 2o e 3o leilões do pré-sal, realizados em outubro do ano passado.
A visão do governo hoje é que a manutenção do regime de partilha, com o fim do polígono, parece ser a medida mais fácil para dar mais atratividade ao marco regulatório. O presidente da Câmara dos Deputados, Rodrigo Maia (DEM/RJ), chegou a pautar a discussão do fim do regime de partilha, mas é pouco provável que uma pauta delicada como essa ganhe corpo num ano eleitoral.
O fim do regime do polígono do pré-sal já tem apoio do principal estado produtor de petróleo e gás no país. O secretário da Casa do Civil do Rio de Janeiro, Christino Áureo, em entrevista exclusiva à E&P Brasil, já havia sinalizado que o governo enxerga com bons olhos a discussão. “O modelo de concessão entendemos que seja o mais adequado”, disse em outubro do passado, alertando para a dificuldade de se aprovar essa medida em um ano eleitoral.
José Carlos Aleluia diz que ainda não foi procurado pelo governo para discutir o tema, mas afirma que é uma proposta a ser discutida. “O polígono do pré-sal e o modelo do PT nos atrasaram mais de uma década”, diz o parlamentar baiano.
O DEM tenta se descolar do governo Temer e ensaia uma candidatura própria de Rodrigo Maia à presidência em 2018. Além do fim do modelo de partilha, o partido pautou a abertura do cessão onerosa e tem trabalhado ativamente no projeto da Lei do Gás na Câmara dos Deputados.
Como funciona a partilha de produção no Brasil
Na partilha da produção, a União e as petroleiras dividem o petróleo e o gás natural extraídos. Do total de óleo produzido pela empresa contratada, ela desconta os custos da exploração, do desenvolvimento de um campo e da extração (custo em óleo). O volume de petróleo e/ou gás restante, depois do descontados os investimentos, é o excedente em óleo. Esse excedente é dividido entre União e a petroleira, que também paga royalties relativos à sua parcela da produção. Para representar a União nos consórcios para exploração e produção no pré-sal foi criada a estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA).
No regime de partilha e apenas nele, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decide se licitações (em rodadas de partilha) serão realizadas ou se será contratada diretamente a Petrobras. Na partilha, mesmo no caso de licitações, o CNPE oferece primeiramente à Petrobras a preferência de ser operadora dos blocos a serem contratados. Nos leilões de amanhã, a estatal exerceu o direito de preferência nas áreas de Entorno de Sapinhoá, Peroba e Alto de Cabo Frio Central.
Caso a Petrobras manifeste interesse em atuar na condição de operadora, o CNPE propõe à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%.
Os blocos e os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção são definidos em resolução do CNPE e as licitações promovidas pela ANP. Ao MME cabe estabelecer diretrizes para ANP fazer a licitação e elaborar os editais e os contratos.
Nas licitações de partilha, vence a petroleira que oferecer ao estado a maior parcela de petróleo e gás natural (ou seja, a maior parcela do excedente em óleo).
Os consórcios que explorarão serão compostos pela PPSA, representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Diferentemente do modelo de concessão, na partilha, os contratos serão assinados, em nome da União, pelo MME.
E como é o modelo de concessão?
No regime de concessão, a empresa, ou o consórcio, contratado pela União assume o risco exploratório. No caso brasileiro, as empresas são contratadas por leilões públicos também feitos pela ANP. O risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a empresa concessionária paga participações governamentais (taxas): bônus de assinatura (na assinatura do contrato), pagamento pela ocupação ou retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial. Os contratos são assinados pela ANP em nome da União.
E por quê mudou?
Em 2007, depois que a Petrobras anunciou a descoberta do prospecto de Tupi, que hoje é o campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos, o governo decidiu criar uma Comissão Interministerial para estudar um novo modelo de exploração e produção de petróleo no país. O entendimento naquele momento era que a nova fronteira exploratória teria risco exploratório muito reduzido e, por isso, era preciso maximizar as receitas da União já que as petroleiras teriam a garantia de descobertas nas áreas.