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Os regimes de concessão e de partilha

Publicado: Terça, 24 de Outubro de 2017, 14h32 | Última atualização em Segunda, 13 de Agosto de 2018, 13h19

A descoberta do polígono do pré-sal, em 2007, fez com que o governo instituísse, em 2010, o regime de partilha. Até então, todas as áreas eram concedidas sob o regime de concessão. Desde então, o País tem um regime regulatório misto.

 

Como funciona o regime de concessão

No regime de concessão, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás que venha a ser descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a concessionária paga participações governamentais, tais como: bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties  e, em caso de campos de grande produção, a participação especial. Os contratos são assinados pela ANP em nome da União.

Nestas licitações, as empresas interessadas oferecem, individualmente ou em consórcio, um valor em bônus de assinatura e propõem um Programa Exploratório Mínimo (PEM), ou seja, se comprometem a executar determinadas atividades, tais como pesquisas sísmicas, perfuração de poços exploratórios, entre outras, naquela área. A empresa ou consórcio que apresentar a proposta mais vantajosa, de acordo com os critérios previstos no edital, recebe o direito de explorar aquela área para verificar a existência de jazidas comerciais de petróleo e/ou gás natural.

 

 


A Oferta Permanente inclui as áreas com acumulações marginais

Até maio de 2017 a ANP realizou quatro rodadas de licitações das áreas com acumulações marginais, que, a partir de abril de 2018, foram incluídas na Oferta Permanente. A Oferta Permanente consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução) e de blocos exploratórios ofertados em licitações anteriores e não arrematados ou devolvidos à agência.

 

Como funciona a partilha da produção no Brasil

Para áreas localizadas no polígono do pré-sal e outras consideradas estratégicas, o CNPE decide se realizará licitações (rodadas de partilha) ou se a Petrobras será contratada diretamente, visando à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética. Em ambos os casos, são celebrados contratos no regime de partilha.

Caso decida realizar licitações, o CNPE oferece primeiramente à Petrobras a preferência de ser operadora dos blocos a serem contratados. Quando a Petrobras manifesta interesse em atuar na condição de operadora, ela deve informar em quais áreas deseja exercer esse direito, indicando sua participação no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%.

Os blocos e os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção são definidos em resolução do CNPE e as licitações, promovidas pela ANP. Cabe ao Ministério de Minas e Energia (MME) estabelecer as diretrizes a serem observadas pela ANP para promoção da licitação e para a elaboração das minutas dos editais e dos contratos, posteriormente aprovados por aquele órgão.

Nas licitações de partilha promovidas pela ANP, a empresa vencedora será aquela que oferecer ao Estado brasileiro a maior parcela de petróleo e gás natural (ou seja, a maior parcela do excedente em óleo).

Os consórcios que exploram o pré-sal são compostos pela Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), representando a União, e pelas empresas vencedoras da licitação. Na partilha, os contratos são assinados, em nome da União, pelo MME.

A 1ª Rodada de Partilha da Produção no Pré-sal foi realizada em 2013 e ofertou a área de Libra, arrematada pelo consórcio composto por Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC. O percentual de excedente em óleo para a União ofertado foi de 41,65%.

 

 

Confira aqui os resultados das rodadas de licitação.

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