Petroleiras privadas poderão disputar sozinhas áreas do pré-sal pela 1ª vez. AGU recorreu da decisão e ANP aguarda decisão para iniciar pregão ainda nesta sexta-feira.
juiz da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, Ricardo Augusto de Sales, concedeu liminar (decisão provisória) na noite desta quinta-feira (26) suspendendo a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), no Rio de Janeiro.
A assessoria da Advocacia-Geral da União (AGU), órgão responsável pela defesa do governo federal na Justiça, informou que o órgão já recorreu ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região e espera uma decisão ainda na manhã desta sexta.
A Agência Nacional do Petróleo (ANP) disse que a programação do leilão está mantida, mas que ele só será iniciado quando a liminar for derrubada. Os participantes estão chegando e tomando seus lugares. A ANP disse que aguardará uma decisão até o fim da tarde de hoje.
Na ação, o advogado Wallace Byll Pinto Monteiro, representante do Sindicato dos Petroleiros do Amazonas (Sindipetro-AM), afirma que o leilão traz lesão ao patrimônio público por acarretar perda de receita tributária e pelo fato de o governo abdicar de explorar as reservas de petróleo para desenvolvimento da indústria nacional e geração de emprego e renda.
O advogado questiona os valores de bônus de assinatura (montante pago no fechamento do contrato), que são menores que os do primeiro leilão do pré-sal, realizado em 2013. Segundo ele, houve distorção e rebaixamento de valores.
Para as 4 áreas a serem licitadas na 2ª Rodada do Pré-Sal é de R$ 3,4 bilhões, e na 3ª Rodada, esse bônus é de R$ 4,35 bilhões, totalizando R$ 7,75 bilhões, pouco mais da metade da licitação da 1ª rodada, que ofertou o campo de Libra, e teve bônus de R$ 15 bilhões.
Na decisão, o juiz decidiu pela suspensão para afastar “qualquer possibilidade de ocorrência de danos ao patrimônio público”. Veja a íntegra da decisão do juiz.
As petroleiras privadas podem disputar sozinhas pela primeira vez um leilão para a exploração do pré-sal brasileiro em áreas nas Bacias de Santos e Campos. Serão ofertados 8 blocos na 2ª e 3ª Rodadas de Partilha de Produção, realizadas quatro anos após a única licitação já feita para exploração do pré-sal.
Ao todo, há 16 petroleiras inscritas para participar da disputa (veja abaixo a lista completa).
A ANP considera que todos serão arrematados e, assim, a União arrecadará R$ 7,75 bilhões com os bônus – o valor pago no momento da assinatura do contrato. Se todos os blocos forem vendidos, a arrecadação da União será o dobro do valor obtido com os 37 blocos arrematados na 14ª rodada de licitações.
O leilão ocorre após a mudanças nas regras do regime de partilha de produção, que rege as áreas dentro do polígono do pré-sal. Antes a Petrobras era obrigada a ser a controladora de todas as áreas do pré-sal, com participação mínima de 30% nos consórcios formados para a exploração. Os estrangeiros que quisessem participar precisavam, necessariamente, ser sócios da Petrobras e não poderiam ser operadores da área.
A regra foi alterada pelo Congresso, a pedido da própria estatal que, endividada, considerou não ter condições de investir na exploração de todas as áreas.
Com a mudança na regra, a Petrobras passou a ter o direito de preferência nos leilões e a ter participação mínima de 30% na área que não arrematar.
No regime de partilha, a União e a empresa contratada para explorar uma área partilham o chamado excedente em petróleo e o gás natural daquela área. Esse excedente é o volume de petróleo ou gás que resta após descontar os custos da exploração e investimentos.
Ganha a concessão a empresa que oferecer o maior volume de óleo à União. Há valores mínimos previstos no edital, que variam de 10,34% a 22,87%, e as empresas vão oferecer valores maiores ou iguais a esses para ficar com os blocos.
Nessas rodadas, a ANP reduziu o percentual mínimo de óleo cobrado das empresas. No leilão de Libra em 2013, a maior reserva do pré-sal já descoberta, apenas o consórcio da Petrobras fez oferta e propôs o valor mínimo, de 41,65%.
Além da produção futura, o vencedor da concessão paga um bônus de assinatura, que é um montante pago no fechamento do contrato e tem valor fixo. Ao todo, os bônus dos 8 blocos somam R$ 7,75 bilhões.
Para reduzir as chances de que algum dos blocos não seja arrematado, a ANP fará uma nova oferta ao final de cada rodada.
A previsão da ANP é de que os oito blocos oferecidos nas duas rodadas gerem cerca de US$ 36 bilhões em investimentos para o país. Além disso, o desenvolvimento das reservas deve gerar cerca de US$ 130 bilhões em royalties, óleo-lucro e imposto de renda.
Petrobras tem direito de preferência em 3 áreas
Dos oito blocos ofertados nesta rodada de licitações, a Petrobras manifestou preferência por três deles: Sapinhoá (pedaço do segundo maior campo brasileiro), Peroba e Alto de Cabo Frio Central. Isso significa que caso ela não consiga arrematar estas áreas, poderá exercer o direito de se associar às empresas vencedoras e vir a atuar como operadora e ainda ter uma participação mínima de 30% no consórcio.
Na quinta-feira (26), o presidente da petroleira, Pedro Parente, afirmou ao Jornal da Globo que a empresa será “seletiva”, mas “firme” nas propostas que fará pelas áreas que lhe interessam.
Durante o leilão, a Petrobras terá prazo de 30 minutos para exercer o direito de preferência e decidir se integrará o consórcio com a licitante vencedora. Caso a estatal decida não integrar o consórcio, a vencedora assumirá 100% da participação no bloco licitado.
Petroleiras concorrentes
Ao todo, 16 empresas foram habilitadas a participar das novas rodadas de licitação – 10 concorrem às áreas ofertadas na 2ª Rodada, e 14 nas áreas da 3ª Rodada – algumas petroleiras estão inscritas para ambas as rodadas.
De acordo com a ANP, 14 são estrangeiras e apenas uma, a Petronas, ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
O especialistas no setor esperam uma disputa acirrada. Tal expectativa se deve ao resultado da 14ª Rodada, realizada em setembro. Os blocos com maior oferta foram os localizados em áreas adjacentes ao pré-sal na Bacia de Campos, na chamada “franja do pré-sal”.
Dois blocos da área foram arrematados por R$ 3,4 bilhões pelo consórcio firmado entre a Petrobras e a norte-americana ExxoMobil. Segundo a ANP, o ágio foi de 1.556%, o que garantiu “o maior bônus de assinatura total da história” em um leilão de concessão.
O alto lance feito pelos dois blocos na área próxima ao pré-sal sugere que as petroleiras que pretendem explorar as águas profundas calibrem melhor suas ofertas. Estas duas rodadas, no entanto, têm dinâmica diferente da anterior, feita no modelo de concessão.
Empresas habilitadas para as duas rodadas
Dez empresas estão habilitadas a apresentar ofertas na 2ª Rodada de Partilha do Pré-Sal:
- ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Estados Unidos
- Petrogal Brasil S.A. – Habilitada (Não Operadora) – Portugal
- Petróleo Brasileiro S.A.- Habilitada (Operadora A) – Brasil
- Petronas Carigali SDN BHD – Habilitada (Operadora A) – Malásia
- Repsol Sinopec Brasil S.A. – Habilitada (Operadora A) – Espanha
- Shell Brasil Petróleo Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Reino Unido
- Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Noruega
- Total E&P do Brasil Ltda.- Habilitada (Operadora A) – França
- Chevron Brazil Ventures- Habilitada (Operadora A) – Estados Unidos
- OP Energia – Habilitada (Operadora A) – Brasil
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14 empresas estão habilitadas para a 3ª Rodada:
- BP Energy do Brasil Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Reino Unido
- CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.- Habilitada (Não Operadora) – China
- ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Estados Unidos
- Petrogal Brasil S.A. – Habilitada (Não Operadora) – Portugal
- Petróleo Brasileiro S.A.- Habilitada (Operadora A) – Brasil
- QPI Brasil Petróleo Ltda.- Habilitada (Não Operadora) – Catar
- Petronas Carigali SDN BHD – Habilitada (Operadora A) – Malásia
- Repsol Exploración S.A.- Habilitada (Operadora A) – Espanha
- Shell Brasil Petróleo Ltda.- Habilitada (Operadora A) – Reino Unido
- Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda. – Habilitada (Operadora A) – Noruega
- Total E&P do Brasil Ltda. – Habilitada (Operadora A) – França
- Chevron Brazil Ventures- Habilitada (Operadora A) – Estados Unidos
- CNOOC Petroleum Brasil – Habilitada (Operadora A) – China
- Ecopetrol S.A. – Habilitada (Não operadora) – Colômbia
Entenda o que são as rodadas de licitação
Estão previstas oito rodadas para conceder áreas de exploração de petróleo e gás até 2019, incluindo a segunda e a terceira. Segundo a ANP, além dos leilões, haverá oferta permanente de áreas de exploração ao longo deste período.
Com os nove leilões previstos, o governo espera investimentos de US$ 80 bilhões, a perfuração de mais 300 poços marítimos, mais 10 bilhões de barris recuperáveis, em torno de US$ 100 bilhões em royalties, 17 novas unidades de produção, além de mais 2 milhões de barris de petróleo produzidos por dia ao longo da duração dos contratos.
Desde 1998, cabe exclusivamente à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) promover a expansão das atividades de exploração e produção de petróleo e gás. As Rodadas de Licitações são o único meio legal que o governo tem para conceder o direito de exercício das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
Regime misto
Desde 2010, vigora no Brasil o regime regulador misto para a exploração e produção de petróleo e gás natural. Nas áreas do polígono do pré-sal e outras áreas que sejam consideradas estratégicas, o governo estabeleceu o regime de partilha da produção. Para todo o restante do território nacional – cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras –, vigora o regime de concessão.
No regime de partilha, a União e a empresa contratada para explorar uma área dividem o petróleo e o gás natural extraídos daquela área. O volume de petróleo e/ou gás restante, depois do descontados os investimentos e custos de exploração, é o excedente em óleo, que é então repartido entre União e contratada dentro da proporção acertada no leilão, que também paga royalties relativos à sua parcela da produção.
Já no regime de concessão, a empresa ou o consórcio contratado pela União assume o risco exploratório. Isso significa que o risco de investir e, eventualmente, não se encontrar petróleo ou gás natural na área licitada é da empresa concessionária. Em contrapartida, caso encontre o óleo e o gás, a empresa fica com todo o produto da área concedida. Neste modelo, a empresa paga ao governo uma taxa para explorar a área, royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial.
Segundo a ANP, o regime de partilha é o mais comum nos países e/ou áreas detentoras de grandes reservas e com grande volume de produção.
Fonte: G1
