Os regimes de concessão e de partilha
A descoberta do polígono do pré-sal, em 2007, fez com que o governo instituísse, em 2010, o regime de partilha. Até então, todas as áreas eram concedidas sob o regime de concessão. Desde então, o país tem um regime regulatório misto.
A partir de 2017, a Oferta Permanente passou a ser o principal modelo de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, sendo hoje aplicável aos regimes de contratação de concessão e de partilha de produção.
Como funciona o regime de concessão
No regime de concessão, a empresa assume todos os riscos da atividade de exploração. Se não encontrar petróleo ou gás natural, arca sozinha com os prejuízos, mas, se tiver sucesso, torna-se proprietária de tudo o que for produzido. Em contrapartida, a concessionária paga participações governamentais, tais como: bônus de assinatura, 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.
Nestas licitações, as empresas interessadas oferecem, individualmente ou em consórcio, um valor em bônus de assinatura e propõem um Programa Exploratório Mínimo (PEM), ou seja, se comprometem a executar determinadas atividades, tais como pesquisas sísmicas, perfuração de poços exploratórios, entre outras, naquela área. A empresa ou consórcio que apresentar a proposta mais vantajosa, de acordo com os critérios previstos no edital, recebe o direito de explorar aquela área para verificar a existência de jazidas comerciais de petróleo e/ou gás natural.
Como funciona o regime de partilha de produção no Brasil
No regime de partilha de produção, aplicável às áreas localizadas no polígono do pré-sal e a outras consideradas estratégicas, a União continua sendo a proprietária do petróleo extraído. A empresa contratada tem direito a parte da produção suficiente para recuperar seus custos, chamada custo em óleo, e o excedente, chamado óleo-lucro, é dividido entre a União e a empresa.
Além disso, também há o pagamento de bônus de assinatura e de royalties. Nesse modelo, o governo não só regula e fiscaliza, mas também participa diretamente da exploração e recebe parcela da própria produção. Assim, a diferença essencial é que, enquanto na concessão a produção pertence integralmente à empresa mediante pagamento de tributos e participações, na partilha o petróleo continua sendo da União e sua divisão é feita em produção física.
Destaca-se que, neste regime, o CNPE decide se realizará licitações ou se a Petrobras será contratada diretamente, visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética. Em ambos os casos, são celebrados contratos no regime de partilha.
Caso decida realizar licitações, o CNPE oferece primeiramente à Petrobras a preferência de ser operadora dos blocos a serem contratados. Quando a Petrobras manifesta interesse em atuar na condição de operadora, ela deve informar em quais áreas deseja exercer esse direito, indicando sua participação 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. Cabe ao Ministério de Minas e Energia (MME) estabelecer as diretrizes a serem observadas pela ANP para promoção da licitação e para a elaboração das minutas dos editais e dos contratos, posteriormente aprovados por aquele órgão.
Nas licitações de partilha promovidas pela ANP, a empresa vencedora será aquela que oferecer ao Estado brasileiro a maior parcela de petróleo e gás natural (ou seja, a maior parcela do excedente em óleo).
Os consórcios que exploram o pré-sal são compostos pela Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Na partilha, os contratos são assinados, em nome da União, pelo MME.
