Thiago De Freitas Benevenuto

Logo depois do grande sucesso que foi a realização da 2ª Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa <a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a>, no final do ano passado e começo de 2022, o presidente da República aprovou três importantes resoluções do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) <a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a>, resultantes de sua 40ª reunião ordinária ocorrida em 9 de dezembro de 2021, que objetivam atrair ainda mais investimentos para o segmento de “upstream” de petróleo e gás natural, que abrange as atividades de exploração e produção (E&amp;P).
<h3>Ampliação do escopo do sistema de oferta permanente</h3>
Em 24 de dezembro de 2021, foi publicado despacho presidencial que aprovou a Resolução CNPE n.º 27/2021 <a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a>, a qual alterou a Resolução CNPE n.º 17/2017, para estabelecer como preferencial o sistema de oferta permanente de áreas para atividades de E&amp;P de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos.
A resolução já autoriza, também, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a definir e licitar em oferta permanente, no regime de concessão, blocos em quaisquer bacias terrestres ou marítimas, bem como licitar campos devolvidos ou em processo de devolução, excetuando-se os blocos na área do pré-sal e em áreas estratégicas, que estão sujeitas ao regime de partilha de produção <a href="#_ftn4" name="_ftnref4">[4]</a>.
No sistema de oferta permanente, as empresas podem manifestar interesse para quaisquer setores, blocos ou campos previamente disponibilizados pela ANP, desde que apresentem também garantia de oferta. A disponibilização de um rol de áreas, em carteira de oferta, possibilita às interessadas liberdade para tomar suas decisões de investimentos. Havendo a apresentação de uma ou mais declarações de interesse, e aprovada toda a documentação, a ANP divulga cronograma para realização de um novo ciclo para apresentação de ofertas. O procedimento objetiva, como se vê, maximizar a possibilidade de arremate das áreas ofertadas, evitando-se a realização de rodadas com baixa atratividade e, consequentemente, reduzido índice de sucesso <a href="#_ftn5" name="_ftnref5">[5]</a>.
Em decorrência da Resolução CNPE n.º 27/2021, foi excluída do planejamento setorial a 18ª Rodada de Licitações sob o regime de concessão, anteriormente prevista para ocorrer em 2022, cujas bacias e setores planejados apresentavam riscos geológicos ainda maiores que aqueles existentes em áreas ofertadas em rodadas anteriores realizadas sob o regime de concessão.
Espera-se que a Resolução CNPE n.º 27/2021 motive ainda mais as empresas na avaliação das áreas disponíveis para outorga no sistema de oferta permanente em linha com o REATE 2020 e PROMAR, políticas públicas setoriais capitaneadas pelo Ministério de Minas e Energia <a href="#_ftn6" name="_ftnref6">[6]</a>, contribuindo com o fortalecimento da indústria petrolífera no Brasil.
No entanto, os campos ou blocos na área do pré-sal ou em áreas estratégicas definidas no artigo 2º da <a href="http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2010/lei/l12351.htm">Lei 12.351/2010</a>, como visto, ficam excluídos dessa autorização para licitação em oferta permanente, salvo por determinação específica do CNPE com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco a ser licitado.
<h3>Autorização para licitação de blocos localizados dentro do pré-sal no sistema de oferta permanente, e aprovação dos parâmetros técnicos e econômicos</h3>
Nessa esteira, a Resolução CNPE n.º 26/2021, aprovada por despacho presidencial publicado em 5 de janeiro de 2022 <a href="#_ftn7" name="_ftnref7">[7]</a>, autoriza a ANP a licitar os blocos de Esmeralda, Água Marinha, Ágata, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Norte de Brava, Sudoeste de Sagitário, Itaimbezinho, Turmalina, Jade e Tupinambá, localizados dentro do polígono do pré-sal, no sistema de oferta permanente, sob o regime de partilha de produção, e aprova os parâmetros técnicos e econômicos do certame.
A análise econômica das áreas a serem licitadas buscou definir de forma coerente os valores dos bônus de assinatura e as alíquotas mínimas de excedente em óleo para a União, de modo a garantir o interesse econômico para as empresas petroleiras e a devida valorização dos recursos energéticos nacionais, tendo resultado nos valores e percentuais para cada área contidos na tabela abaixo:
<table>
<tbody>
<tr>
<td width="142">Blocos</td>
<td width="142">Bacia</td>
<td width="142">Bônus de assinatura (R$ mil)</td>
<td width="142">Alíquota mínima de excedente em óleo para a União</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Itaimbezinho</td>
<td width="142">Campos</td>
<td width="142">15.641</td>
<td width="142">11,67%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Norte de Brava</td>
<td width="142">Campos</td>
<td width="142">511.692</td>
<td width="142">22,71%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Bumerangue</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">8.861</td>
<td width="142">5,66%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Cruzeiro do Sul</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">134.035</td>
<td width="142">14,13%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Sudoeste de Sagitário</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">330.256</td>
<td width="142">21,3%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Ágata</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">61.813</td>
<td width="142">12,58%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Água Marinha</td>
<td width="142">Campos</td>
<td width="142">65.443</td>
<td width="142">13,23%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Esmeralda</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">33.736</td>
<td width="142">10,54%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Jade</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">104.730</td>
<td width="142">10,98%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Turmalina</td>
<td width="142">Campos</td>
<td width="142">9.822</td>
<td width="142">6,87%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Tupinambá</td>
<td width="142">Santos</td>
<td width="142">7.047</td>
<td width="142">4,88%</td>
</tr>
<tr>
<td width="142">Total</td>
<td width="142"></td>
<td width="142">R$ 1.283.076</td>
<td width="142"></td>
</tr>
</tbody>
</table>
A inclusão dos blocos em exame no sistema de oferta permanente decorre dos riscos exploratórios existentes ou de não terem sido arrematados em rodadas anteriores; dos baixos volumes de óleo “in place” quando comparados com blocos que foram ofertados em rodadas anteriores de partilha de produção; da baixa competitividade dos blocos ofertados na 6ª Rodada de Partilha de Produção realizada em 2019, quando somente o Bloco de Aram foi arrematado e sem competição; da volatilidade dos preços do petróleo nos últimos anos e das características em si dos prospectos.
No sistema de oferta permanente, tais blocos poderão ser estudados com maior efetividade, o que pode atrair número maior de empresas para o certame, mitigando os riscos de ausência de interessados numa licitação no formato tradicional.
A Petrobras foi notificada a se manifestar, em um prazo máximo de 30 dias, contados da publicação da Resolução, sobre o direito de preferência que lhe assiste em relação aos blocos ofertados, o que busca atender ao disposto no artigo 4º, §1º, da Lei 12.351/2010 <a href="#_ftn8" name="_ftnref8">[8]</a>.
O percentual do excedente em óleo da União é o único critério de julgamento da licitação no regime de partilha de produção (artigo 18 da Lei 12.351/2010), cabendo ao vencedor pagar o valor fixo do bônus de assinatura estabelecido para cada uma das áreas arrematadas, sendo o excedente em óleo variável em função do preço internacional do barril de petróleo tipo Brent e da produção média por poço produtor.
Visando garantir a participação da União nas receitas decorrentes da produção, o contratado, a cada mês, poderá recuperar o crédito de custo em óleo respeitando o limite de 80% do valor bruto da produção, em cada um dos blocos que sejam arrematados.
No intuito de dar continuidade à política de conteúdo local para o setor de petróleo e gás natural em vigor desde 2017, bem como de não gerar obrigações adicionais às empresas contratadas presentes nas áreas adjacentes sob contrato, foi estabelecido que o conteúdo local mínimo obrigatório a ser exigido nos blocos em oferta seguirá os níveis de exigência das Rodadas de Licitações recentes e não resultará em ônus extra para eventuais áreas adjacentes que estejam sob contrato.
<h3>Projeto de poço transparente</h3>
Por fim, em razão da aprovação da Resolução CNPE n.º 28/2021 por despacho presidencial publicado em 30 de dezembro de 2021 <a href="#_ftn9" name="_ftnref9">[9]</a>, foi determinado que o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Economia, em conjunto com a ANP e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), elaborem e publiquem edital para qualificação de projetos visando à execução de poço transparente de que trata o Decreto 10.336/2020<a href="#_ftn10" name="_ftnref10">[10]</a>, em prazo de até 90 dias, submetendo-o a consulta pública.
Além disso, foi recomendado que a ANP 1) considere as despesas realizadas com os projetos qualificados como de Poço Transparente para fins de cumprimento das cláusulas de investimentos obrigatórios em pesquisa, desenvolvimento e inovação (P, D&amp;I) dos contratos para atividades de E&amp;P de petróleo e gás natural; e 2) reduza, com base no artigo 47, §1º, da <a href="http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm">Lei 9.478/1997</a>, para 5% os valores dos royalties relativos à produção advinda de reservatórios não convencionais que tenham sido avaliados no âmbito do projeto de poço transparente.
O projeto de poço transparente busca produzir conhecimento para possibilitar um posicionamento qualificado da sociedade acerca da viabilidade do aproveitamento de petróleo e gás natural em reservatórios de baixa permeabilidade nas bacias sedimentares terrestres brasileiras, desvendando a atividade de fraturamento hidráulico a partir de seu uso em condições seguras para o meio ambiente e saúde humana. Outro objetivo precípuo do projeto é ser a base para a revisão do arcabouço regulatório em vigor mantendo-se as condições de segurança técnica, ambiental e jurídica.
Dados adquiridos, materiais e técnicas empregados, e informações de controle e monitoramento serão publicados na internet, conferindo total transparência às operações e possibilitando o monitoramento da perfuração e fraturamento hidráulico do poço em tempo real pelos órgãos públicos e sociedade em geral.
O projeto tem potencial para aumentar as reservas e produção de petróleo e gás natural em terra, indo ao encontro dos objetivos do REATE 2020 e do novo Mercado de Gás <a href="#_ftn11" name="_ftnref11">[11]</a>. Inclusive, a descoberta de novas fontes de gás natural criará condições para disseminar pelo interior do país térmicas movidas por esse energético, gerando renda, desenvolvimento local e redução da emissão dos gases de efeito estufa.
Não há dúvidas, pois, que as resoluções propostas pelo CNPE em sua 40ª reunião ordinária, e aprovadas pelo presidente da República recentemente, estão bem alinhadas com relevantes políticas públicas setoriais do governo federal (sobretudo, PROMAR, REATE 2020 e “novo Mercado de Gás”) e têm grande potencial para atrair, não só neste ano que se inicia, mas também nos seguintes, ainda mais investimentos para as atividades integrantes do segmento de “upstream” no Brasil.
<hr />
<a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> Sobre o resultado do certame, v.: <a href="https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2021-12/leilao-da-segunda-rodada-de-cessao-onerosa-arrecada-r-11-bilhoes">https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2021-12/leilao-da-segunda-rodada-de-cessao-onerosa-arrecada-r-11-bilhoes</a> Acesso em: 05 jan. 2021. Por ocasião da aprovação da Resolução CNPE n.º 05/2021, que autorizou a ANP a realizar a 2ª Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa e aprovou os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos a serem celebrados, tivemos a honra de publicar os seguintes textos aqui no Jota: BENEVENUTO, Thiago de Freitas. Descomplicando o novo leilão de volumes excedentes de petróleo e gás, Partes I e II. Jota: 27 e 28 de abril de 2021. Disponíveis em <a href="https://www.jota.info/opiniao-e-analise/artigos/descomplicando-o-novo-leilao-de-volumes-excedentes-de-petroleo-e-gas-27042021?amp=1">https://www.jota.info/opiniao-e-analise/artigos/descomplicando-o-novo-leilao-de-volumes-excedentes-de-petroleo-e-gas-27042021?amp=1</a> ; e <a href="https://www.jota.info/opiniao-e-analise/artigos/descomplicando-o-novo-leilao-de-volumes-excedentes-de-petroleo-e-gas-2-28042021">https://www.jota.info/opiniao-e-analise/artigos/descomplicando-o-novo-leilao-de-volumes-excedentes-de-petroleo-e-gas-2-28042021</a> Acesso em: 05 jan. 2021.
<a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> O CNPE é órgão colegiado de assessoramento do presidente da República para formulação de políticas nacionais e medidas específicas para o setor de energia, tendo suas competências delineadas principalmente na Lei n.º 9.478/1997 e Decreto n.º 3.520/2000 que a regulamenta.
<a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Disponível em: <a href="https://www.in.gov.br/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-370051682">https://www.in.gov.br/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-370051682</a> Acesso em: 27 dez. 2021.
<a href="#_ftnref4" name="_ftn4">[4]</a>Basicamente, o legislador infraconstitucional, na regulamentação do disposto no artigo 177, §1º, da Constituição Federal, criou outros três regimes jurídicos no que tange ao exercício das atividades de E&amp;P de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluídos, quais sejam, o regime de concessão (Lei n.º 9.478/1997), o regime de partilha de produção (Lei n.º 12.351/2010) e o regime de cessão onerosa (Lei n.º 12.276/2010). Para uma visão geral desses regimes vigentes no Brasil, veja: BENEVENUTO, Thiago de Freitas. Descomplicando o novo leilão de volumes excedentes de petróleo e gás, Parte I. Op. Cit.
<a href="#_ftnref5" name="_ftn5">[5]</a> Informações mais detalhadas sobre o sistema de oferta permanente de áreas para atividades de E&amp;P estão disponíveis em: <a href="https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente">https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente</a> Acesso em: 28 dez. 2021. A propósito, em 16 de dezembro de 2021, a ANP divulgou o cronograma do 3º Ciclo de Oferta Permanente, que prevê para o dia 13 de abril de 2022 a sessão pública de apresentação das ofertas e a assinatura dos contratos até o dia 31 de outubro de 2022. Informações disponíveis <a href="https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/3o-ciclo-da-oferta-permanente/arquivos/cronograma/comunicado-dou-16-12-21.pdf">https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/3o-ciclo-da-oferta-permanente/arquivos/cronograma/comunicado-dou-16-12-21.pdf</a>. Acesso em: 03 de jan. 2021.
<a href="#_ftnref6" name="_ftn6">[6]</a> O Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE 2020) busca fomentar as atividades de E&amp;P de petróleo e gás natural em áreas terrestres no Brasil, de modo a propiciar o desenvolvimento regional e estimular a competitividade nacional; já o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (PROMAR) tem como objetivo criar condições para a revitalização de campos maduros em mar e para o aproveitamento econômico de acumulações de petróleo e gás natural em mar consideradas como de economicidade marginal. Informações sobre esses programas estão disponíveis, respectivamente, em: <a href="https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/reate-2020">https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/reate-2020</a> e <a href="https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/programa-de-revitalizacao-e-incentivo-a-producao-de-campos-maritimos-2013-promar">https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/programa-de-revitalizacao-e-incentivo-a-producao-de-campos-maritimos-2013-promar</a>  Acesso em: 28 dez. 2021.
<a href="#_ftnref7" name="_ftn7">[7]</a>Disponível em: <a href="https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-372220586">https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-372220586</a> Acesso em: 05 jan. 2022.
<a href="#_ftnref8" name="_ftn8">[8]</a>A redação do artigo 4º da Lei n.º 12.351/2010 foi dada pela Lei 13.365/2016, que afastou a necessidade de que a Petrobras fosse a operadora obrigatória de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção. Agora, a Estatal detém o direito de preferência para atuar como operadora, devendo se manifestar no prazo de até 30 (trinta) dias a partir da comunicação pelo CNPE, apresentando suas justificativas. Após a manifestação, o CNPE proporá à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio, que não poderá ser inferior a 30% (trinta por cento). Esse direito de preferência da Petrobras é regulamentado pelo Decreto n.º 9.041/2017.
<a href="#_ftnref9" name="_ftn9">[9]</a>Disponível em: <a href="https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-370918146">https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/despacho-do-presidente-da-republica-370918146</a> Acesso em: 03 jan. 2022.
<a href="#_ftnref10" name="_ftn10">[10]</a>Disponível em: <a href="http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/D10336.htm">http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/D10336.htm</a> Acesso em: 14 dez. 2021.
<a href="#_ftnref11" name="_ftn11">[11]</a> O Novo Mercado de Gás consiste numa política pública do governo federal que visa à formação de um mercado de gás natural aberto, dinâmico e competitivo, promovendo condições para redução do seu preço e, com isso, contribuir para o desenvolvimento econômico do país. Informações sobre o programa estão disponíveis em: <a href="https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/novo-mercado-de-gas">https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/novo-mercado-de-gas</a> Acesso em: 14 dez. 2021. Sobre o novo marco normativo do gás natural, indica-se o nosso: BENEVENUTO, Thiago de Freitas. Reflexões iniciais sobre a nova Lei do Gás e Decreto n.º 10.712/2021. Revista de Direito Público da Economia, n.º 76, outubro/dezembro 2021.

Petróleo

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