O juiz Ricardo de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Estado do Amazonas, concedeu liminar ontem (26) à noite suspendendo o leilão de partilha de blocos do pré-sal. A ação foi proposta por Wallace Byll Pinto Monteiro, integrante do Sindicato dos Petroleiros do Amazonas, contra a ANP e a Petrobras. Na ação, ele alega que a Lei n.13.365/2016 promoveu radical alteração na Lei n.12.351/2010, na medida em que retira da Petrobras a atuação como operadora única dos campos do pré-sal, com uma participação de pelo menos 30%, além de deixar de ser a única empresa responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção.
Quatro anos depois do primeiro leilão de partilha da área de Libra, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) marcou para hoje (27) o leilão de áreas exploratórias no regime de partilha. Deverão ser licitados oito blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural. O evento deverá ter início às 9h no Hotel Grand Hyatt, na Barra da Tijuca, zona oeste do Rio.
Com novas regras e flexibilizações, o leilão chamou a atenção de gigantes petrolíferas do mundo e a expectativa é gerar investimentos bilionários para o país. Entre as 16 empresas habilitadas pela ANP para participar das duas rodadas – a segunda e a terceira – do leilão estão as americanas Exxon/Mobil e Chevron, a espanhola Repsol, a britânica Shell, a francesa Total, a norueguesa Statoil e as chinesas Cnooc e CNPC.
Pela primeira vez, a Petrobras não tem obrigatoriedade de atuar como operadora.
A previsão da ANP é de que os oito blocos gerem US$ 36 bilhões em investimentos (o equivalente a cerca de R$ 120 bilhões), além de cerca de US$ 130 bilhões em royalties, óleo-lucro e imposto de renda decorrentes da fase de desenvolvimento das reservas, estimadas em mais de 4,5 bilhões de barris de petróleo – mais de um terço das reservas provadas do país.
As alterações nas regras do leilão promovidas pelo governo federal, como a flexibilização da operação na área do pré-sal, a revisão da política de conteúdo local e a maior previsibilidade dada às novas rodadas de licitação, além da extensão do Repetro (Regime Especial de Tributação da Cadeia do Petróleo) são consideradas fundamentais para a retomada da indústria petrolífera do país. Soma-se a isto fatores conjunturais da economia, como a baixa da inflação e a queda das taxas de juros.
Partilha da Produção
Nas licitações de partilha, vence a empresa que oferecer ao Estado, a partir de um percentual mínimo fixado, a maior fatia de óleo e gás natural descontado o custo da produção, o chamado óleo-lucro. “As ofertas serão julgadas e classificadas segundo a ordem decrescente do excedente em óleo para a União, sendo declarada vencedora a licitante que ofertar o maior percentual para a União”, informou a ANP.
De acordo com a agência, as empresas habilitadas a participar do leilão apresentarão ofertas para cada um dos blocos em licitação. Elas terão de pagar bônus de assinatura fixo para as duas rodadas.
Rodadas
Na 2ª Rodada, serão ofertados blocos unitizáveis (com jazidas adjacentes a campos ou prospectos de reservatórios que ultrapassam a área contratada). Os blocos são: Carcará; do Campo de Sapinhoá, na bacia de Santos Gato do Mato, e no Campo de Tartaruga Verde, este último na Bacia de Campos. Os bônus total de assinatura para esta rodada foi fixado em R$ 3,4 bilhões.
A unitização permite um projeto único de produção que pode ser estendido para áreas de concessão, cessão onerosa ou partilha sob comando de operadores diferentes ou para locais ainda não contratados.
Já a 3ª Rodada ofertará as áreas de Pau Brasil, Peroba e Alto de Cabo Frio Oeste, na Bacia de Santos; e a de Alto de Cabo Frio Central, nas bacias de Santos e Campos. O bônus de assinatura totaliza R$ 4,35 bilhões.
Segundo a ANP, os dez poços que mais produzem no Brasil estão no polígono do pré-sal, que já é responsável por cerca de metade da produção brasileira.
Direito de preferência da Petrobras
Mesmo com restrição orçamentárias, a Petrobras pretende exercer seu direito de preferência de operadora para arrematar 30% de três áreas, o que custará à empresa R$ 810 milhões em bônus de assinatura.
O direito de preferência será exercido pela estatal para as áreas de Sapinhoá, Peroba e Alto de Cabo Frio Central, conforme antecipou o presidente da petrolífera, Pedro Parente, nesta semana. O direito de preferência é facultado à empresa. Para atuar como operadora nesses blocos, a Petrobras precisa compor consórcio com a licitante vencedora desde que o percentual do excedente em óleo ofertado para a União for igual ao percentual mínimo estipulado no edital.
Durante a sessão pública de ofertas, a petrolífera tem prazo de 30 minutos para decidir se integrará o consórcio com a licitante vencedora, se o percentual de excedente em óleo para a União superar o percentual mínimo.
No caso de a Petrobras não entrar no consórcio, a licitante vencedora, individualmente ou em consórcio, terá de assumir 100% da participação no bloco licitado e indicará a operadora e os novos percentuais de participação.
Ao participar da Offshore Technology Conference (OTC 2017), encerrada ontem (26), no Riocentro, Parente admitiu que a participação da empresa poderá se dar em parceria com outras petrolíferas e que pode não ficar restrita às áreas com direito de preferência.
“A parceria é a maneira usual de se trabalhar nesta indústria e nós vamos de parceria. Temos que ser seletivos, dado o conjunto de boas áreas ofertadas, mas faremos lances somente nas áreas que terão potencialidade maior. Podemos disputar outras áreas além das três que já estamos com um bom direito assegurado. Claramente, dentro da nossa visão do potencial de todas as áreas, [a participação da empresa] será exclusivamente uma matéria de decisão econômica”, disse.
Sobre as três áreas em que a Petrobras já manifestou preferência, Parente disse que se a companhia não vencer a disputa, poderá se associar às vencedoras e vir a atuar como operadora.
Disputa acirrada
Já a ANP prevê disputa acirrada e oferta para todos os blocos.
“Todas as áreas do pré-sal terão interessados, porque é uma área de alta produtividade. Tem poços produzimos 40 mil barris por dia, o que acontece em pouco países. É um volume de produtividade muito grande e a disputa será acirrada”, disse o diretor-geral da ANP, Décio Oddoni.
A agência já avalia a possibilidade de reabrir o prazo para apresentação de ofertas para os blocos que não forem arrematados nesta sexta-feira. Ao fim de cada rodada, as empresas terão a chance de fazer novos lances. “Isso corrige a possibilidade de confusões de última hora, de envelope, burocracia, procuração. Foi com o objetivo de dar uma oportunidade caso alguém se equivoque”, afirmou.
Segundo ele, a mudança passará a valer para os próximos leilões, incluindo as rodadas de concessão.
14ª Rodada
Com menos atrativos em relação às rodadas de hoje, a 14ª Rodada de licitações de blocos exploratórios, realizada no final do mês passado, arrecadou R$ 3,84 bilhões em bônus de assinatura – o maior da história dos leilões, com ágio médio de 1.556,05%.
No entanto, foram arrematados apenas 37 dos 287 blocos ofertados, distribuídos em 16 setores de oito bacias sedimentares: Parnaíba, Potiguar, Santos, Recôncavo, Paraná, Espírito Santo, Sergipe-Alagoas e Campos.
Os blocos mais concorridos foram os da Bacia de Campos, no litoral fluminense, onde oito foram arrematados pelo consórcio Petrobras/ExxonMobil. As duas empresas pagaram R$ R$ 2,24 bilhões pelo bloco campos marítimos 346, uma das áreas mais disputadas e com o maior bônus de assinatura.
A previsão de investimentos das empresas vencedoras na primeira fase do contrato é de R$ 845 milhões.
Um total de 20 empresas, de oito países, participaram da licitação e 17 (dez nacionais e sete estrangeiras) arremataram blocos. A assinatura dos contratos deve ocorrer até o dia 31 de janeiro de 2018.
A 14ª rodada foi marcada pela simplificação das normas do regime de concessão, com a adoção da fase de exploração única e possibilidade de estendê-la por razões técnicas; retirada do conteúdo local como critério de oferta na licitação; royalties diferenciados para áreas de nova fronteira e bacias maduras com maiores riscos; e incentivos para o aumento da participação de pequenas e médias empresas.
