Voltar a Pagina Inicial
    Articulando




Novo marco regulatório do pré-sal: grandes oportunidades para todos


Por Pedro Dittrich

No ano de 2007, os brasileiros receberam a notícia da descoberta de uma nova província petrolífera que mudaria a história da indústria do petróleo nacional e alçaria o país, em termos de volume de reservas, a um novo patamar no cenário mundial. De 14 bilhões de barris de petróleo (bbp) em 2007, as novas áreas já outorgadas do Pré-sal duplicarão as reservas provadas brasileiras, que deverão chegar em um horizonte de curto prazo a 30 bbp. E, isso, considerando-se apenas áreas já contratadas; ou seja, sem que se leve em conta a maior parte das bacias sedimentares brasileiras e, principalmente, a maior parte do Pré-sal.

O Pré-sal é uma área offshore que se estende do estado do Espírito Santo até o estado de Santa Catarina, com aproximadamente 800 km de extensão por até 200 km de largura. Atualmente, apenas algo em torno de 30% dessa área foi outorgada a empresas privadas, nacionais ou estrangeiras, ou à Petrobras.

O governo brasileiro, considerando as perspectivas de grandes volumes de óleo de boa qualidade (em torno de 30o API) e o baixo risco exploratório, e por indicação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), decidiu retirar da 9a Rodada de Licitação para outorga de contratos de concessão, que então estava para ser realizada, 41 áreas localizadas no Pré-sal. Além disso, a Resolução CNPE no 6, de novembro de 2007, primeiro instrumento normativo do Pré-sal, determinou que os contratos de concessão em vigor fossem preservados, fato que demonstrou compromisso com a estabilidade jurídica do setor, além de determinar que o Ministério de Minas e Energia (MME) avaliasse a adoção de um novo modelo de exploração e produção. É verdade que a proteção aos contratos em vigor é um direito garantido por nossa Constituição, mas, em tempos em que alguns países decidem expropriar ativos ligados à indústria do petróleo, é bastante significativo, em termos de segurança jurídica e estabilidade institucional e política, que se tenha decidido deixar isso expresso e claro para o setor.

A partir daí, diversos estudos foram realizados para se determinar o melhor modelo de exploração para o Pré-sal brasileiro. Após considerar-se diversos regimes de exploração e produção internacionalmente adotados e os contextos econômico e geopolítico em que o país estava inserido, foram encaminhados ao Congresso Nacional, em agosto de 2009, quatro projetos de lei que dispunham sobre i) o novo regime de exploração e produção (Modelo de Partilha de Produção), ii) a criação e estrutura do Fundo Social, iii) o regime da Cessão Onerosa e a capitalização da Petrobras e, finalmente, sobre iv) a criação da então chamada Petro-sal S.A., posteriormente chamada de Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), empresa pública que administrará os contratos de partilha e os contratos de comercialização do petróleo que couber à União em razão da produção sob o novo regime de partilha.

Nesse contexto histórico, é interessante visualizar-se alguns dos motivos que levaram ao novo regime de exploração e produção. Primeiramente, pode-se ver que ocorreu uma mudança substancial no cenário econômico e geopolítico nacional, se comparamos os tempos atuais com a década de 1990, quando o monopólio do petróleo foi flexibilizado e o regime de concessão passou a vigorar. Naquela época, o país possuía uma maior vulnerabilidade externa - por exemplo, tinha uma elevada dívida externa líquida, atraía poucos investimentos estrangeiros e era dependente da importação de petróleo para garantir o abastecimento interno. Além disso, o preço do barril de petróleo estava em torno dos US$ 20/barril, valor insuficiente para que reservas como a do Pré-sal fossem consideradas comerciais. Em contraste, hoje temos uma menor vulnerabilidade externa, um grande influxo de investimentos estrangeiros, o país alcançou a autossuficiência na produção de petróleo e o seu preço está em torno de US$ 100/barril, o que permite a exploração e produção lucrativa de reservas no pré-sal.

Além disso, os reservatórios do Pré-sal possuem volumes de petróleo e gás natural que podem ser classificados como gigantes - mesmo sem uma definição exata, reservatórios com mais de 500 milhões de barris de petróleo recuperáveis são assim considerados pela a indústria do petróleo e, no Pré-sal brasileiro, já tivemos algumas descobertas neste patamar, como Lula, antes chamado de Tupi, com 6,5 bbp, Iara, com 3,5 bbp e Franco, com 3 bbp. Além do elevado potencial de produção, outra característica importante da área do Pré-sal diz respeito ao risco exploratório. Enquanto o risco médio mundial de sucesso em perfurações está em torno de 30%, na área do Pré-sal esse índice fica por volta dos 80%, o que comprova o baixo risco exploratório.

Outro aspecto importante a ser considerado é que, com o regime de partilha, parte do óleo das reservas do Pré-sal pertencerá à União, o que dará ao país um maior acesso, em termos financeiros, às riquezas do petróleo. No entanto, esta não é a principal causa da mudança de regime, até porque, se o objetivo fosse simplesmente a maior apropriação financeira, bastaria a manutenção do regime de concessão, reconhecidamente implantado com sucesso no país, somado ao aumento do percentual dos royalties e participações especiais incidentes sobre a produção. Assim, a principal vantagem para o país em ter óleo e gás em espécie é a de assumir um maior poder geopolítico no cenário internacional, com maior poder de barganha nas negociações em que o Brasil estiver envolvido, já que se terá acesso a um recurso natural escasso e de alto valor no mercado mundial. Portanto, quando se pensa em termos de geopolítica, os motivos da mudança de regime que se processou para a área do Pré-sal brasileiro são melhor compreendidos.

Desta forma, com um cenário econômico mais estável e favorável, com um cenário exploratório de risco reduzido e com o interesse em fortalecer sua posição geopolítica no cenário internacional, o governo optou pela mudança, para as áreas do Pré-sal e áreas estratégicas, do regime de concessão para o novo regime de partilha de produção.

E foi assim que, após passarem pelo Congresso Nacional e sendo objeto de intensos debates em função da importância estratégica dessas leis para o país e para a indústria do petróleo, os quatro projetos de lei foram convertidos em três leis: a Lei no 12.276, de 30/06/2010, que trata da Cessão Onerosa e da Capitalização da Petrobras; a Lei no 12.304, de 02/08/2010, que autoriza a criação da Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), e, por fim, a Lei no 12.351, de 22/12/2012, que dispõe sobre o Regime de Partilha e cria o Fundo Social.

À Lei da Cessão Onerosa se seguiu a assinatura do respectivo Contrato de Cessão Onerosa, em setembro de 2010, onde foram cedidos pela União à Petrobras, por um valor de US$ 42,5 bilhões, os direitos de exploração e produção de até 5 bilhões de barris de petróleo equivalente, em seis blocos definitivos (Florim, Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi e Nordeste de Tupi), e um bloco contingente (Peroba), este último a ser explorado somente no caso dos volumes das outras áreas não alcançarem os 5 bilhões de barris. Sem sombra de dúvida, o Contrato de Cessão Onerosa é um dos contratos mais importantes da história da indústria do petróleo brasileira, seja pelo seu valor, seja pelo que representa em termos de desenvolvimento do setor no Brasil, uma vez que uma expressiva parte da produção brasileira de petróleo e gás natural nos próximos anos virá dos campos outorgados por esse instrumento; consequentemente, a execução deste contrato representa uma grande oportunidade para os fornecedores de bens e prestadores de serviço no mercado internacional e, principalmente, nacional, devido às exigências de conteúdo local presentes nesse contrato.

Apesar do regime da cessão onerosa se restringir a um único contrato, ele representa um grande desafio para a Petrobras, que está fortemente focada na sua execução. Isso porque, além do volume de petróleo e gás natural a ser produzido ser gigantesco, a Petrobras tem um desafio tecnológico e mercadológico para, num curto espaço de tempo, finalizar a fase de exploração e avaliação de eventuais descobertas. Além disso, este contrato exigirá o cumprimento de metas de conteúdo local ambiciosas: o conteúdo local médio mínimo da fase de exploração é de 37%, enquanto que o conteúdo local médio mínimo da fase de desenvolvimento varia de 55% a 65%, dependendo do ano em que se dará a produção do primeiro óleo.

Essas exigências de conteúdo local acabarão por desenvolver ainda mais a indústria nacional ligada ao setor de petróleo, preparando-a em termos tecnológicos, de qualidade e capacidade de produção para suprir os bens e serviços necessários para as demais áreas do Pré-sal, além de qualificá-la para suprir o mercado internacional num futuro próximo. Além disso, já se observa um grande fluxo de empresas estrangeiras se estabelecendo no país com interesse de fornecer bens e serviços relacionados à exploração do Pré-sal. Percebe-se que as exigências de conteúdo local já não são mais apenas uma tendência, mas sim uma política de desenvolvimento nacional que veio pra ficar e uma grande oportunidade para as empresas que vierem a ter atividades no Brasil.

Seguindo a linha histórica do Pré-sal, logo após a assinatura do Contrato de Cessão Onerosa ocorreu a capitalização da Petrobrás prevista na Lei 12.276/2010. Esta capitalização se configurou como a maior capitalização da história mundial, permitindo à companhia captar R$ 120,25 bilhões (US$ 70 bilhões), recursos estes que permitirão à estatal a exploração das áreas da Cessão Onerosa, bem como outras do Pré-sal.

Depois da lei da cessão onerosa, a próxima lei a ser aprovada foi a que autorizou a criação da Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA). A PPSA será, quando for criada pelo governo federal, uma empresa pública, ou seja, 100% pertencente à União, vinculada ao Ministério de Minas e Energia e sujeita à fiscalização da Controladoria-Geral da União e do Tribunal de Contas da União. Adotará a forma de sociedade anônima, o que lhe dá alguns instrumentos de governança bem definidos na Lei das Sociedades Anônimas (Lei 6.404/1976).

A PPSA terá uma função central no novo regime. Os regimes de partilha, em geral, possuem como característica básica a divisão do petróleo e do gás que é produzido entre o país hospedeiro e as empresas exploradoras. Assim, todos os investimentos e custos realizados para se atingir a produção comercial são ressarcidos em petróleo e gás às empresas exploradoras; é a parte da produção que se costuma chamar de cost oil, custo em óleo e ou óleo custo. O restante do petróleo e gás produzido, o chamado profit oil, excedente em óleo ou óleo lucro, é então divido entre as empresas exploradoras e o país hospedeiro de acordo com uma fórmula geralmente pré-definida em um contrato de partilha de produção (PSC – Production Sharing Contract). Assim, com a recuperação de todos os custos pelas empresas contratadas, torna-se necessário o monitoramento constante e detalhado das atividades de exploração e produção com o objetivo de que essas atividades e seus custos estejam sempre otimizados, de forma que o cost oil e o profit oil a ser repartido entre as empresas e o estado hospedeiro sejam justos para as partes e reflitam as melhores práticas da indústria do petróleo. A realização deste monitoramento é um dos aspectos mais importantes dos contratos de partilha de produção e será a principal função da PPSA.

Tendo como missão principal o monitoramento dos contratos de partilha, a PPSA será uma empresa que administrará contratos. Ela está proibida, por lei, de executar atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural. Caberá à PPSA, assim, a gestão dos contratos de partilha de produção e a gestão dos contratos para a comercialização do petróleo que couber à União nesse novo regime de partilha. Ressalte-se que a PPSA firmará contratos, em nome da União, com agentes que comercializarão o petróleo no mercado nacional e internacional. É importante ressaltar, também, que a PPSA não terá ingerência alguma sobre o petróleo produzido de propriedade das empresas privadas que vierem a participar dos leilões sob o novo regime de partilha, incluída nesse grupo a própria Petrobras. Essas empresas terão plena disposição sobre o petróleo e o gás natural a que tiverem direito, observada, evidentemente, a segurança do abastecimento nacional de combustíveis, regra que já se aplica aos atuais contratos de concessão e é comum internacionalmente.

Uma das ideias que orientam a criação da PPSA é a de que seja formada por quadros enxutos, mas altamente qualificados e com larga experiência na indústria do petróleo, o que exigirá remuneração compatível com o mercado. Isso porque as atividades de exploração e produção da indústria do petróleo são altamente complexas e exigem experiência adequada para sua execução. Não é por outro motivo, por exemplo, que a Lei da PPSA permite que os concursos para preenchimento dos seus quadros exijam 10 anos de experiência mínima, algo sem precedentes entre as empresas estatais brasileiras.

Por fim, a última lei a ser aprovada pelo Congresso Nacional e sancionada pelo Presidente da República foi a que estabeleceu o regime de partilha e instituiu o Fundo Social. Esse novo regime de exploração de petróleo e gás natural será aplicável somente na área do Pré-sal, cujas coordenadas estão definidas no próprio anexo da lei. Outras áreas consideradas como estratégicas também poderão ser exploradas sob esse regime, desde que suas coordenadas sejam definidas em Decreto do Presidente da República e possuam características geológicas semelhantes às do Pré-sal, ou seja, sejam áreas de baixo risco exploratório e elevado potencial de produção, não importando, no caso de áreas estratégicas, se as áreas estarão no continente (onshore) ou no mar (offshore). É interessante notar-se, também, que os contratos de partilha da área do Pré-sal abrangerão reservatórios que, geologicamente, situem-se tanto no pré-sal quanto no pós-sal, o mesmo acontecendo com os demais regimes vigentes no Brasil. Assim, por exemplo, os contratos de concessão que estão vigentes na área do Pré-sal não abrangem somente reservatórios no pós-sal, mas também reservatórios no pré-sal.

No regime de partilha, a Petrobras será a única operadora das áreas a serem exploradas no Pré-sal e nas áreas estratégicas. Por ser operadora dos blocos do Pré-sal, a lei assegura à estatal brasileira uma participação mínima de 30% em todos os blocos, percentual exatamente igual ao que atualmente é exigido dos operadores nos contratos de concessão. Essa participação da Petrobrás em todos os blocos exigirá da estatal brasileira investimentos proporcionais à sua participação. Por outro lado, a Petrobras terá direito a, no mínimo, 30% de todo o óleo e gás produzidos sob o regime de partilha e que não pertençam à União nos termos dos contratos de partilha, o que lhe trará uma vantagem financeira relevante. O fato de ser operadora única, por outro lado, dará à Petrobras um conhecimento sem precedentes do Pré-sal brasileiro e da operação em águas profundas, o que lhe garantirá a manutenção de seu lugar de destaque nesse tipo de atividade, bem como poderá lhe dar uma vantagem competitiva em outras regiões do planeta com características semelhantes.

O fato da operação dos blocos da área do Pré-sal ser garantida para a Petrobras não deve afastar outras empresas, nacionais ou estrangeiras, de participar das rodadas de licitação do regime de partilha de produção, que devem aconteçer em um futuro próximo. E isso deve ocorrer porque se trata de uma região de baixo risco exploratório e com grande potencial produtivo. Além disso, considerando-se que a exploração e a produção nessa região exigirão investimentos massivos, a presença de parceiros certamente será requerida para o desenvolvimento das áreas ainda não contratadas, ou seja, algo em torno de 60% de toda a área do Pré-sal. É necessário dizer, ainda, que, sob a ótica do investimento, apesar da exploração e produção exigir tecnologias e conhecimentos de ponta, o que deve atrair o investimento de grandes petroleiras, o certo é que a lei não impede que outras empresas não petroleiras venham a participar também, fato que pode vir a se constituir numa grande oportunidade para os investidores de todo o mundo.

Outra questão relevante do novo modelo, e que tem gerado muitos debates na indústria, diz respeito à participação da União, por intermédio da PPSA, nos comitês operacionais formados para gerenciar as atividades de exploração e produção. Isto ocorre, principalmente, porque a PPSA poderá indicar 50% dos membros do comitê operacional, incluído nesse número o seu presidente. Os demais participantes, inclusive a Petrobras, indicarão os demais componentes do comitê. Além disso, o presidente do comitê, segundo a lei, terá poder de veto e voto de qualidade nas decisões tomadas pelo órgão. Visto dessa forma, parece que a PPSA terá poderes absolutos na operação das atividades exercidas sob o modelo de partilha. Não será, entretanto, necessariamente assim.

Primeiramente, o poder de veto e voto de qualidade do presidente do comitê operacional, segundo termos expressos da lei, se dará “conforme previsto no contrato de partilha de produção”. Isso significa que será o contrato de partilha que modulará os poderes do presidente do comitê, que poderão ser absolutos, caso o presidente possa vetar e decidir todos os assuntos do comitê operacional, ou poderão ser mínimos, caso o contrato defina um conjunto menor.

Pode-se dizer o mesmo da participação de 50% da PPSA no comitê operacional, fato que, em princípio, determina que a PPSA poderia levar todas as decisões, no mínimo, ao empate. Não se pode, entretanto, analisar essa situação isoladamente. Segundo a própria lei, será o contrato de partilha que definirá “as atribuições, a composição, o funcionamento e a forma de tomada de decisões e de solução de controvérsias no âmbito do comitê operacional”. Isso significa dizer que, dentro das linhas gerais traçadas pela lei, o contrato de partilha possui uma certa flexibilidade para estabelecer as regras de funcionamento e de tomada de decisões do comitê operacional.

Assim é que, a priori, não se pode dizer, pelo menos até que se tenha acesso aos contratos de partilha, quais serão os efetivos poderes que a PPSA exercerá no âmbito do comitê operacional. Deve-se ressaltar, inclusive, que o Regime de Partilha brasileiro é um modelo flexível. Em outras palavras, isso significa que alguns detalhes do modelo serão definidos pelos contratos de partilha. Portanto, são esses contratos que darão o acabamento final ao desenho do modelo. Isso permite, inclusive, como ocorre com os modelos avançados, que o nosso Regime de Partilha seja aprimorado com o tempo, sem, contudo, sacrificar-se a necessária segurança jurídica, já que as regras do jogo estarão na lei e em contratos protegidos pela Constituição brasileira.

Por fim, a Nova Lei do Petróleo criou o Fundo Social (FS). A ideia primordial do FS é garantir que as gerações futuras de brasileiros desfrutem dos benefícios da produção de petróleo de hoje. Além disso, pretende combater os eventuais efeitos da doença holandesa que, em termos amplos, é o fenômeno da desindustrialização em função da sobrevalorização cambial da moeda nacional que pode ocorrer com a entrada massiva de moeda estrangeira em função das exportações de petróleo e de outros recursos naturais. Os recursos do FS virão, primordialmente, de parcela dos bônus de assinatura dos contratos de partilha de produção, de parcela do valor dos royalties e das participações especiais (no caso das concessões), além dos recursos advindos da comercialização do petróleo que couber à União em função do Regime de Partilha. O dinheiro do FS será utilizado no combate à pobreza e no desenvolvimento da educação, cultura, esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, do meio ambiente e em programas de mitigação e adaptação às mudanças climáticas. É necessário esclarecer, ainda, que a utilização dos recursos do FS deverá estar consignada na Lei Orçamentária Anual, ou seja, dependerá da aprovação do Congresso Nacional, diferente do que vem sendo apregoado de que os recursos do FS seriam definidos exclusivamente por um comitê indicado pelo governo federal.

Assim, com a coexistência dos três regimes de exploração e produção, o Brasil dispõe de excepcionais instrumentos para consolidar o seu desenvolvimento econômico e social em um novo patamar, para gerar um ciclo virtuoso de novos negócios e de crescimento econômico sem precedentes para o país e, especialmente, para a indústria do petróleo.

No entanto, para que a execução deste novo modelo seja possível, é necessário que o grande debate sobre a distribuição dos royalties seja resolvido no Congresso Nacional. Primeiro, porque a alíquota dos royalties a serem pagos pelas empresas contratadas não ficou definida na nova lei, sendo tal definição necessária para a finalização do desenho do novo modelo. Depois, porque é essencial para a União, os Estados e Municípios que se defina o quanto caberá a cada um na divisão dos royalties. Enfim, o grande consenso que temos é que, depois de cinco anos do anúncio das descobertas do Pré-sal, esta decisão não pode demorar mais, sob pena de termos a redução dos investimentos no setor e de vermos essa grande oportunidade se esvanecer pela inércia.


Pedro Dittrich é advogado, Engenheiro Eletricista e Sócio responsável pela área de Petróleo e Gás de TozziniFreire Advogados e foi um dos coordenadores do grupo técnico que elaborou, na Casa Civil da Presidência da República, os projetos de lei do pré-sal. Além de sua atuação como advogado nos setores de energia, biocombustíveis, petróleo e gás, e da experiência de sete anos no governo federal, onde passou também pelo Ministério de Minas e Energia, Dittrich participou de conselhos de empresas do setor elétrico e da elaboração e regulamentação da Lei do Gás.


"Este conteúdo é de propriedade da Macaé Offshore. O conteúdo pode ser reproduzido desde que citada a fonte"