Concessões de petróleo e gás: prorrogação ou partilha de produção?

Atualmente a questão da renovação das concessões públicas (setor elétrico, portuário e rodovias) vem sendo debatida publicamente em diferentes fóruns de discussão, tais como: comissões do legislativo federal, universidades, centros de estudos e entidades representativas setoriais. Ressalvada a complexidade do tema, a discussão está polarizada entre a prorrogação ou novas contratações.

No setor de petróleo e gás natural, guardadas as suas particularidades, tanto técnicas quanto regulatórias, discussões semelhantes deverão ocorrer num horizonte de médio prazo, visto que grande parte dos contratos de concessão da denominada Rodada Zero terão seu vencimento em 2025. 

No entanto, tendo em vista o novo marco regulatório do setor, promulgado no final de 2010 (Lei 12.351/2010), instituindo o regime de partilha de produção na área do Pré-Sal e áreas estratégicas, a apreciação dessa questão torna-se ainda mais complexa.

Na Rodada Zero foram ratificados à Petrobras os direitos sobre campos que se encontravam em efetiva produção na data de início de vigência da Lei do Petróleo (9.478/1997), na forma de contratos de concessão, assinados em 6 de agosto de 1998. Naquela oportunidade, 282 contratos de concessão referentes a campos em desenvolvimento ou produção foram outorgados, dispensados de licitação, campos cuja fase de produção tem duração de 27 (vinte e sete) anos. 

Embora os contratos de concessão da Rodada Zero prevejam pleito de prorrogação, a agência reguladora (ANP) não está obrigada a aprovar a proposta do Concessionário, podendo recusá-la in totum ou exigir modificações, inclusive investimentos adicionais no campo objeto da análise. A própria Lei do Petróleo, no seu artigo 28, estabelece que as concessões se extinguirão pelo vencimento do prazo contratual.

Cumpre destacar que muitos dos principais campos produtores de petróleo no Brasil são oriundos daquela outorga de concessões, estão localizados na região offshore da bacia de Campos e, em grande parte, situados no polígono legal da área do pré-sal definida em lei no novo marco regulatório. Alguns desses campos são classificados como gigantes (aqueles que têm pelo menos 500 milhões de barris de óleo recuperáveis) e possuem reservas totais cuja efetiva produção (vida útil), segundo as melhores práticas da indústria, pode extrapolar o período contratual vigente nas concessões.

Em vista disso, caberá à União, com base no interesse público e no atendimento dos objetivos da política energética nacional, definir a alternativa mais apropriada: prorrogação das concessões ou contratação por partilha de produção. É importante salientar que ambos os modelos possuem aspectos positivos e negativos.

Na opção de contratação, conforme definido no novo marco regulatório, a União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará os contratos de partilha de produção diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou mediante licitação na modalidade leilão, tendo a Petrobras como operadora do contrato, e sendo-lhe assegurada, no mínimo, 30% (trinta por cento) de participação em consórcio com empresas.

Nessa situação, espera-se uma maximização dos resultados econômicos na renda de exploração e produção de petróleo, seja pelo valor do bônus de assinatura ou pela determinação do percentual mínimo do excedente em óleo (profit oil) da União. Apenas como exemplo de cifras envolvendo ativos de produção de petróleo e gás no Brasil, em maio de 2010 o grupo estatal chinês Sinochem pagou cerca de US$ 3 bilhões à empresa Statoil pela participação de 40% no campo Peregrino, localizado na bacia de Campos, na época ainda em desenvolvimento, e cujos volumes recuperáveis de óleo pesado, divulgados pelo operador, estão entre 300 a 600 milhões de barris de óleo equivalente.

Por outro lado, a escolha da prorrogação das concessões reduz a apreensão das empresas concessionárias afetadas, principalmente em relação a novos investimentos para manutenção ou incremento da produção dos campos, além de permitir um fluxo ininterrupto, quiçá aumento progressivo das receitas governamentais (royalties e participações especiais). Nesse modelo, diferentemente da partilha de produção, a receita do Estado não está associada à recuperação da integralidade dos custos de exploração e produção.

Como pode ser observado, o quadro que se apresenta no setor de petróleo e gás natural não é trivial, envolve tanto aspectos jurídicos e regulatórios quanto técnicos e econômicos. Em qualquer das situações aventadas, torna-se necessário o aprofundamento antecipado dessa discussão, de modo a assegurar a melhor decisão nessa questão de relevância estratégica para o País.

Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra é graduado e mestre em Geologia, com pós-graduação em Engenharia Econômica e Finanças Corporativas