I. Introdução.

O debate sobre a regulação do pré-sal assumiu grande destaque a partir das vultosas descobertas de petróleo na Bacia de Santos, anunciadas pela PETROBRAS em 2006. Afirmava-se que os grandes volumes recuperáveis estimados e a comprovada qualidade do óleo faziam do pré-sal uma das mais importantes descobertas da história recente da indústria de energia mundial[1].  A partir de então, muito se discutiu sobre se o modelo de concessão existente seria capaz de regular satisfatoriamente os horizontes do pré – sal, surgindo a possibilidade de adoção de um novo modelo contratual.

O Governo Federal, visando ter o máximo de controle sobre os novos horizontes do Pré-Sal, de grande potencial energético e para cuja exploração far-se-iam necessários investimentos significativos, passou a considerar a adoção de um modelo contratual, através do qual o hidrocarboneto, mesmo após extraído do subsolo, seria de propriedade do Estado. A garantia ao Estado da propriedade do óleo e do gás produzidos evidencia os aspectos políticos ligados a estas atividades, considerando-se a posição estratégica e a força econômica dos países produtores.

Analisando historicamente os contratos de petróleo, percebe-se que os primeiros contratos de partilha surgiram exatamente por um anseio político de se contrapor às primeiras concessões, que eram vistas pela população dos países produtores como juridicamente permissivas e economicamente desequilibradas em favor das Oil Companies (OCs) [2]. Além da questão da propriedade do petróleo, a introdução dos Production Sharing Agreement (PSAs) ou Contratos de Partilha da Produção, em comparação com as concessões clássicas, garantiria maior participação no controle da exploração de hidrocarbonetos. Porém, hoje se afirma amplamente que o governo pode obter os mesmos recursos financeiros em qualquer um dos dois modelos, se tiver os contratos adequados[3].

No regime de partilha da produção, o Estado participa da administração do negócio diretamente ou por meio de uma empresa de petróleo nacional, como é o caso da gestão dos negócios realizada pela BP MIGAS, no modelo da Indonésia[4]. O governo brasileiro considerou a idéia de instituir um regime de parceria obrigatória de uma nova empresa estatal com as empresas privadas que tivessem interesse em participar do aproveitamento de recursos petrolíferos no Brasil[5]. A solução encontrada foi de que a própria PETROBRAS seria a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, com participação de, no mínimo, 30% nos consórcios e que seria, ainda, criada uma empresa pública com o propósito de gerir os contratos de partilha, denominada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A- Pré-Sal Petróleo S.A- PPSA.

Não obstante a controvérsia acerca da criação de um regime diverso para as áreas do pré-sal, diferente do modelo de concessões utilizado até o momento, prevaleceu a opção pela instituição do novo modelo. Em 2010 foi publicada a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, que 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 n^o 9.478, de 6 de agosto de 1997.

Deste modo, restou definido que a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área do Pré-Sal e em áreas estratégicas seriam contratadas pela União sob o regime de partilha da produção, sendo a PETROBRAS a operadora de todos os blocos e a PPSA responsável por gerir os contratos de partilha. 

II.  Desenvolvimento

1. Características históricas do Regime de Partilha de Produção

O Contrato de Partilha de Produção (“PSA” ou “PSC”, na sigla em inglês) foi desenvolvido na Indonésia, no início da década de 1960, e ainda hoje é utilizado como modelo ou referência por diversos países produtores, como Angola, China e Egito[6].

Um dos principais objetivos dos PSAs é atrair empresas multinacionais do setor de óleo e gás interessadas em arriscar capital e utilizar-se da expertise tecnológica destas para desenvolver as reservas do Estado hospedeiro. Na maioria dos países que utilizam o regime de partilha, a empresa nacional ou National Oil Company (NOC) figura como parceira nos empreendimentos, compartilhando também a gestão das atividades de E&P, com vistas a adquirir conhecimento (know-how) da empresa privada ou Oil Company (OC) [7].

O PSC inverteu a lógica da propriedade do hidrocarboneto explotado, antes de titularidade da OC passando-a para o Estado. Assim, o Estado não mais seria apenas remunerado por meio de royalties e tributos pelo direito outorgado às OCs pela exploração e produção exclusivas desta riqueza mineral. Ao contrário, o hidrocarboneto extraído passaria a ser de propriedade do Estado, e parte deste seria entregue à OC como remuneração por suas atividades e pelo risco da exploração e produção, da forma acordada no contrato de partilha da produção[8]. Os hidrocarbonetos produzidos permanecem, conforme o caso, de propriedade do Estado hospedeiro ou da National Oil Company (NOC), que contrata a OC para efetuar a exploração de hidrocarbonetos sob seu próprio risco.

A contrapartida para a OC ocorre apenas em caso de sucesso das operações, possibilitando a recuperação dos custos incorridos e investimentos realizados nas fases de exploração e desenvolvimento, através do recebimento de uma porcentagem fixa da produção, normalmente denominada “petróleo de custo” ou custo em óleo (cost oil). O petróleo remanescente, denominado “petróleo de lucro” ou excedente em óleo (profit oil), corresponde à parcela da produção que será partilhada entre o país produtor e a OC[9], de acordo com os termos previamente estabelecidos no contrato de partilha da produção.

2. O regime de Partilha de Produção no Brasil

 O regime de partilha teve seus institutos básicos traçados pela Lei 12.531, de 22 de dezembro de 2011. A definição técnica do regime de partilha da produção foi estabelecido no art. 2°, I, da própria Lei, nos seguintes termos:

- partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato;

Para regulamentar a Primeira Licitação de Partilha de Produção foram editadas a Portaria MME n.º 218 de 20 de junho de 2013, a Resolução ANP n.º 24 de 28 de junho de 2013, a Resolução CNPE n.º 4 de 22 de maio de 2013 e a Resolução CNPE n.º 5 de 25 de junho de 2013.

A Lei 12.531, de 22 de dezembro de 2011, estabeleceu que a PETROBRAS será operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurada, a este título, a participação mínima no consórcio previsto no art. 20, que não poderá ser inferior a 30% ( art. 10, III,c). O art. 20 da Lei 12.531/2011[10] da Lei prevê que o licitante vencedor deverá constituir consórcio com a PETROBRAS e com a empresa pública que realizará a gestão dos contratos de partilha da produção, a PPSA, cuja criação pelo Poder Executivo restou autorizada pela lei 12.304, de 02 de agosto de 2010. Portanto, sempre será formado um consórcio, contendo, no mínimo, a participação da Petrobrás e da PPSA, esta representando os interesses diretos da União no contrato de partilha[11].

A participação do licitante vencedor no consórcio se dará somente nos casos em que a PETROBRAS não seja a única contratada. A PETROBRAS, que, por determinação legal, sempre participará como operadora dos blocos da área do Pré-Sal, poderá: a) ser a única “contratada” quando for vencedora isolada da licitação, na modalidade Leilão, ou quando houver contratação direta, na forma do art. 8°, I; b) ser contratada em consórcio com outra(s) empresa(s), caso em que será operadora, responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros (art. 20, §3°)[12]. Assim, determinadas as empresas contratadas, serão estas que suportarão integralmente os custos e investimentos necessários à execução do contrato. A União poderá assumir parcela dos riscos, mas só quando participar dos investimentos em E&P – com recursos de “fundo específico criado por lei” (art. 6º parágrafo único)[13].

O Edital da Primeira Licitação de Partilha de Produção foi publicado em setembro de 2013 e teve como objeto a outorga de Contrato de Partilha de Produção para o exercício das atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Bloco contendo a estrutura conhecida como prospecto de Libra, descoberto pelo poço 2-ANP-0002A-RJS, localizado na Bacia de Santos[14]. Conforme o Edital da Primeira Licitação de Partilha de Produção, ocorrida em setembro de 2013, as empresas interessadas disputarão os 70% restantes da participação da Área do Contrato, segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União[15], respeitado o percentual mínimo do excedente em óleo da União definido no Edital da Licitação[16].

Além da obtenção de qualificação técnica, financeira e jurídica e da comprovação de regularidade fiscal e trabalhista, para ser habilitada na Primeira Licitação de Partilha de Produção, a sociedade empresária interessada deve efetuar o pagamento da Taxa de Participação, que foi fixada na tabela 8, do item 3.10 do Edital em R$ 2.067.400,00. O pagamento da Taxa de Participação é obrigatório e individual para cada sociedade empresária, mesmo aquelas que pretendam apresentar oferta mediante consórcio. Ademais, a sociedade empresária, ou sociedades empresárias integrantes do consórcio licitante, devem fornecer à ANP, Garantia(s) de Oferta para o bloco a ser licitado, modalidades de Carta de Crédito ou Seguro Garantia. A Garantia de Oferta para o Campo de Libra foi fixada em R$ 156.109.000,00[17].

Para fins de julgamento, identificou-se a proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a União, respeitado o percentual mínimo definido nos termos da Tabela 10 do Edital. O Bônus de Assinatura, por sua vez, corresponde ao montante, em Reais, da oferta para obtenção da outorga do Bloco objeto do Contrato de Partilha de Produção e deve ser pago pelo concorrente vencedor, em parcela única, no prazo estabelecido pela ANP, como condição para a assinatura do Contrato de Partilha de Produção. O bônus de assinatura da área do prospecto de Libra foi de R$ 15 bilhões (quinze bilhões de reais)[18].

3. Remuneração do Governo e da Oil Company

A partilha da produção somente ocorrerá após o reembolso dos gastos (recuperáveis) feitos pelo contratado/operador. Ou seja, havendo êxito na exploração do bloco, o contratado/operador será ressarcido dos gastos (recuperáveis) que teve com o próprio óleo/gás prospectado.

No Brasil, a Lei n°12.351/2010 previu que além da parcela em óleo, o Governo ainda receberá, como receitas decorrentes do regime de partilha da produção, os royalties e o bônus de assinatura[19].

Os royalties foram fixados em 15% do volume total da produção de petróleo e gás natural do campo [20], percentual superior ao dos royalties de concessões existentes, porém compensado pela inexistência de participação especial, aplicável a campos de grande produção sob contrato de concessão[21]. O art. 42, §1° da Lei 12.351/2010 exclui expressamente os royalties do custo em óleo.

 O art. 42, §2°[22]diz que o bônus de assinatura tampouco integra o custo em óleo e que corresponde a um valor fixo a ser estabelecido no contrato de partilha. Segundo o item 4.4 do Edital da corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado, sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado.

 A Lei 12.351/2010 prevê ainda o pagamento de participação equivalente a até 1% do valor da produção de petróleo ou gás natural pelo proprietário da terra, quando o bloco se localizar em terra, o que não é comum no caso de áreas do Pré –Sal[23], razão pela qual eliminou-se a taxa de participação especial na Primeira Licitação por Partilha da Produção.

Já a remuneração do parceiro privado se dará através da recuperação do cost oil e da apropriação de parcela do profit oil.  Considerando que, sob a rubrica do “cost oil”, a OC poderá recuperar tanto suas despesas operacionais, como custos de capital, uma das críticas comumente feitas ao regime de Partilha da Produção recai sobre a complexidade contábil dos cálculos feitos para determinar os custos incorridos pelas Oil Companies, assim como as fórmulas matemáticas para sua recuperação^[24]. Essa complexidade pode dificultar a fiscalização contábil. No caso brasileiro, os critérios foram determinados na cláusula 5 do contrato de partilha da 1ª Rodada de Partilha da Produção[25]. A recuperação de custos foi fixada em até 50% das receitas nos dois primeiros anos e 30% nos anos seguintes[26], considerada relativamente baixa para os padrões internacionais[27].

O profit oil é “óleo” ou excedente em óleo, é o remanescente da produção, obtido após a dedução do “cost oil” e será dividido entre a OC e o Estado. As regras e prazos para a repartição do profit oil estarão previstas no contrato de partilha de produção e podem incluir critérios relacionados à eficiência econômica, à rentabilidade, ao volume de produção e à variação do preço do petróleo e do gás natural (art.29, VII da Lei 12.351/2010)[28]. No caso do contrato de partilha da 1ª Licitação de Partilha da Produção estes critérios estão definidos na cláusula 9 do Contrato de Partilha[29].

III. CONCLUSÃO

Após cinco anos sem promover novas licitações de áreas, à espera da definição do marco regulatório do pré-sal, o governo federal anunciou em setembro de 2012, que retomaria as concessões em 2013, fazendo um primeiro leilão de áreas em terra e na região do pós-sal em maio de 2013, e outra já na área do pré-sal em novembro do mesmo ano.

O leilão da 1ª Rodada de Partilha da Produção, o primeiro específico de uma área do pré-sal, foi vencido por um único consórcio, formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), com proposta de pagamento para a União de 41,65% do lucro em óleo. O leilão previa antecipadamente o pagamento de R$ 15 bilhões em bônus de assinatura e o programa exploratório mínimo (PEM) de cerca de R$ 610.903.087,00.

A participação da Petrobras estava confirmada, embora existisse incerteza sobre o percentual de participação total no consórcio, que acabou sendo 40%. A surpresa veio da participação das empresas europeias, que tiveram uma participação de 20% cada uma, maior do que as NOCs chinesas (20% entre as duas), que desde alguns anos vêm se expandindo e adquirindo ativos de exploração e produção em diferentes regiões.

Assim, ao que tudo indica, o modelo do contrato de partilha de produção, uma inovação no ordenamento jurídico brasileiro, e sua execução, nos próximos anos, representam desafios para a indústria de energia e para os juristas da área.

Referência

ALMEIDA, Daniel. Pré-sal: o Novo Marco Regulatório das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural no Brasil – a legislação aprovada. Brasília: Revista da AGU n° 24, abril-jun/2010.

ROSADO, Marilda. Novos Rumos do Direito do Petróleo. Rio de Janeiro: Renovar, 2009.

Relatório I- Regimes Jurídico-Regulatórios e Contratuais de E&P de Petróleo e Gás. São Paulo:Ed. Bain & Company e Tozzini Freire Advogados, 2009.

Contrato de Partilha da Produção da 1ª Licitação de Partilha da Produção. Disponível em http://www.brasil-rounds.gov.br/round_p1/portugues_p1/edital.asp 

Edital da 1a Licitação de Partilha de Produção. Disponível em http://www.brasilrounds.gov.br/round_p1/portugues_p1/edital.asp 

Exposição Petrobras em 60 Momentos.  2006 – DESCOBERTA DO PRÉ-SAL. Disponível em http://exposicao60anos.agenciapetrobras.com.br/decada-2000-momento-44.php

Perspectivas para a indústria de óleo e gás no Brasil: Uma análise das lições apreendidas no Mar do Norte e da retomada das rodadas de licitações em 2013. Disponível em http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Perspectivas_Oleo_Gas_Brasil/$FILE/LR