Os Regimes de Concessão e Partilha de Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil

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1 Os Regimes de Concessão e Partilha de Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil O presente artigo tem o objetivo de apresentar de maneira clara e sucinta os principais marcos regulatórios aplicáveis às atividades de Exploração & Produção de petróleo e gás natural no Brasil. 1. Marcos Regulatórios de E&P de Petróleo e Gás Natural A literatura internacional apresenta grande diversidade de classificação quanto aos marcos regulatórios das atividades de E&P. De acordo com Johnston (1994), o autor classifica dois marcos regulatórios básicos no âmbito dos arranjos institucionais, legais e fiscais dos países para as atividades de E&P: os regimes contratuais (compensatórios ou remuneratórios) e os regimes de concessão (os quais também são estruturados a partir de arranjos contratuais). Basicamente, a diferença entre o regime de concessão e o regime contratual compensatório ou remuneratório, diz respeito à propriedade do produto da lavra (petróleo e/ou gás natural) após a produção. Visando facilitar a compreensão e adaptar a classificação de Johnston (1994), e com base em TOLMASQUIM e JÚNIOR et al (2011), pode-se distinguir três níveis de análise fundamentais quando se examina comparativamente os marcos regulatórios de E&P: a) Exercício do Monopólio da União b) Participação de Empresa Estatal Petrolífera c) Modalidades de Arranjos Contratuais

2 As atividades de localização ou exploração, produção, transporte, processamento e distribuição dos hidrocarbonetos existentes nos poros e canais de uma rocha reservatório, que pertence a um determinado campo petrolífero, estabelecem os cinco segmentos ou etapas da cadeia produtiva do petróleo e gás natural. Antes da promulgação da Lei nº 9.478/1997, também conhecida como Lei do Petróleo, a exploração, as atividades de refino, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, era monopólio da União exercido exclusivamente pela Petrobras. No regime de concessão, conforme o art. 177 da Constituição Federal, alterado pela Emenda Constitucional nº 9/1995, a União contrata com empresas estatais e/ou privadas a realização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, objeto do monopólio estatal (da União), sempre por meio de licitação. Cabe à ANP, como órgão regulador do setor: i) desenvolver estudos visando à delimitação de blocos e também promover as licitações de áreas para exploração, desenvolvimento e produção de óleo e gás; ii) celebrar, em nome da União, os contratos delas decorrentes; e iii) fiscalizar a sua execução. Para as áreas do polígono do pré-sal e outras áreas estratégicas, a Lei nº , de 22/12/2010, determina a adoção do regime de partilha da produção. No regime de partilha também poderá haver licitações de áreas, cabendo ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidir entre a realização de licitações e a contratação direta da Petrobras, sem licitação, "visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética". Desde 2010 vigora no Brasil um regime regulador misto para a exploração e produção de petróleo e gás natural. A Lei nº , promulgada em 22/12/2010, estabeleceu no país, para as áreas não licitadas do polígono do pré-sal o regime de partilha da produção. Para todo o restante do território, cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras, continua em vigor o regime de concessão estabelecido pela Lei nº 9.478, de 6/8/1997. Outras duas leis complementam a nova regulação do setor. A Lei nº , de 30/6/2010, autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras uma área com o equivalente a 5 bilhões de barris de petróleo. Em contrapartida, a União obteve mais ações da Petrobras. Depois de um processo de venda de ações (capitalização) no mercado em setembro de 2010, a participação total do Estado Brasileiro, realizada através da União Federal, BNDES Par, BNDES, Fundo de Participação Social e Fundo Soberano, aumentou de menos de 40% para 47,8% do capital social da companhia. A Lei nº , de 2/8/2010, criou a empresa estatal Pré-Sal

3 Petróleo S.A. (PPSA), que representa a União nos consórcios para exploração e produção no pré-sal. A PPSA terá obrigatoriamente a metade dos membros do comitê operacional de cada consórcio. A outra metade do comitê será dividida entre a operadora Petrobras, cuja participação passou a ser facultativa após a promulgação da Lei de 29/11/2016, e outras empresas vencedoras de licitações para partilha. A Lei n , de 29/11/2016, altera a Lei n , de 22/12/2010, para facultar à Petrobras o direito de preferência para atuar como operador e possuir participação mínima de 30% nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime de partilha de produção O Regime de Concessão Pura De acordo com TOLMASQUIM e JÚNIOR et al, 2011, nos regimes puros de concessão, a propriedade do petróleo e gás natural após a sua produção é da empresa concessionária ao longo do período de concessão (normalmente de 30 a 40 anos). Assim, a empresa concessionária recebe da União a titularidade do produto da lavra (petróleo e gás natural) em troca de realização de compromissos exploratórios mínimos em prazos preestabelecidos nos termos de concessão (contrato ou licença) e do pagamento de tributos, royalties, outras participações governamentais (por exemplo, bônus de assinatura, participação especial, retenção e ocupação de área). Neste regime, a transferência de titularidade do produto da lavra em favor do concessionário é então entendida como a contrapartida dos custos de E&P e dos riscos incorridos pela empresa concessionária ao longo da concessão, bem como dos pagamentos realizados pela empresa ao governo (parcela do governo). Por vezes, outras obrigações são também exigidas, como por exemplo, conteúdo local mínimo na aquisição de bens e serviços para a realização das atividades de E&P e investimentos em formação de recursos humanos e em pesquisa e desenvolvimento (P&D) no país produtor. Esse é o regime regulatório de atividades de E&P no Brasil no âmbito da Lei nº 9.478/1997 (vigente para o ambiente pós-sal e pré-sal já concedido), no qual o exercício do Monopólio da União sobre as atividades de E&P é outorgado por meio de licitação e a Petrobras é tratada como qualquer outro concessionário, inclusive disputando as licitações. Além do Brasil (no âmbito da Lei nº 9.478/1997), EUA, Reino Unido, Austrália, Argentina e Colômbia seguem esse regime. A Figura 1 a seguir apresenta de forma teórica o modelo de Apropriação de Renda Petrolífera em Regimes de Concessão Pura.

4 Nota à Figura 1: Neste sistema, a Parcela do Governo é igual à parte relativa a Tributos e Participações Governamentais (auferidas pela Administração Pública). Não se deve concluir baseado na figura que a parcela da empresa concessionária é necessariamente superior à remuneração do capital. São os termos fiscais estabelecidos e a conjuntura de preços que definirão na prática as parcelas apropriadas entre Governo e Empresa O Regime de Partilha de Produção Nos contratos de partilha de produção a propriedade do produto da lavra (petróleo e/ou gás natural) é da empresa estatal (delegatória do Estado), que reparte com a empresa contratada os volumes produzidos para compensar os custos e os riscos incorridos pelas empresas contratadas nas atividades de E&P e os pagamentos realizados ao próprio governo na forma de participações governamentais e tributos. A transferência da titularidade da parte do produto da lavra que cabe à empresa contratada é feita no ponto de realização (geralmente, a aduana) ou de medição, tal como definido no contrato (TOLMASQUIM e JÚNIOR et al, 2011). Dadas as especificidades dos Arranjos Contratuais, ancorados nos princípios de partilha de produção, é importante apresentar os conceitos específicos utilizados pelos sistemas contratuais de partilha de produção, conforme descrito a seguir: Custo em óleo (cost oil): volumes de petróleo e gás natural cuja titularidade é transferida à empresa contratada para fazer frente aos custos recuperáveis, tais como custos de exploração, desenvolvimento, operação e abandono. Muitas vezes estipulam-se limites de recuperação de custos como forma de evitar leniência nos custos.

5 O restante do volume produzido é chamado excedente em óleo. Excedente em óleo (profit oil): o qual é repartido entre a empresa (excedente empresarial em óleo corporate profit oil) e o governo (excedente governamental em óleo governmental profit oil). A Figura 2 a seguir ilustra de forma teórica o modelo de Apropriação de Renda Petrolífera em Contratos de Partilha de Produção. Nota à Figura 2: Neste sistema, a Parcela do Governo é igual à parte relativa a Tributos e Participações Governamentais (auferidas pela Administração Pública) com a parte relativa aos Lucros e Dividendos da empresa estatal parceira. Não se deve concluir baseado na figura que a parcela da empresa contratada é necessariamente superior à remuneração do capital. São os termos fiscais estabelecidos e a conjuntura de preços que definirão na prática as parcelas apropriadas entre Governo e Empresa Diferenças Básicas Entre os Dois Sistemas Regulatórios em E&P As distinções fundamentais entre os marcos regulatórios da indústria do petróleo e de gás concernem às especificidades, conforme discutido anteriormente, de seus arranjos contratuais. Em particular, o aspecto central da diferenciação observada entre eles reside na propriedade do produto da lavra (petróleo e/ou gás natural) e ao nível que se tem de acesso aos volumes produzidos de hidrocarbonetos: No regime de concessão, a empresa ou consórcio contratado pela União assume o risco exploratório. No caso brasileiro, as empresas são contratadas por meio de licitações públicas, com regras claras e processos transparentes. O risco exploratório, de investir e não encontrar petróleo ou gás natural é de responsabilidade da empresa concessionária. Em compensação, esta tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por

6 esse modelo de contrato a empresa concessionária paga participações governamentais (taxas), tais como o bônus de assinatura (na assinatura do contrato), o pagamento pela retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e em caso de campos de grande produção, participação especial; No regime de partilha de produção, a União e a empresa contratada para explorar uma área dividem (partilham) o petróleo e o gás natural extraídos daquela área. É o regime mais comum nos países e/ou áreas detentoras de grandes reservas e com grande volume de produção. 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 de descontados os investimentos, é o excedente em óleo. Esse excedente é dividido entre União e contratada. Pela sua parcela da produção, a contratada ainda paga royalties e participação especial. Os dois regimes citados neste artigo refletem os principais modelos contratuais utilizados no Brasil em atividades de E&P. Além destes regimes, existem outros, tais como: Concessão com Parceria Estatal, Contratos de Associação (Joint Venture), Contratos de Serviços. O Autor: Rafael Girardi Pulgar é fundador da Energia e Clima, pesquisador e doutorando na área integrada de Energia, Economia e Clima pelo Departamento de Engenharia de Energia da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo - Poli/USP.