Resultados da 5ª Rodada do Pré-sal

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) realizou, no dia 28 de setembro de 2018, a 5ª Rodada de Partilha da Produção no Pré-sal. Essa Rodada ofertou 4 blocos nas bacias sedimentares marítimas de Campos e Santos.

As empresas vencedoras, nas licitações sob o regime de partilha da produção, são as que oferecem ao estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado no edital, a maior parcela de excedente em óleo. Os bônus de assinatura determinados no edital são fixos e não compõem a oferta.

Na 5ª Rodada foram arrematados todos os 4 blocos ofertados, arrecadando cerca de R$ 6,82 bilhões em bônus de assinatura.

De acordo com a legislação em vigor, a Petrobras tem o direito de preferência para atuar como operadora nos blocos do pré-sal e a empresa optou por ser operadora, com participação de 30%, na área de Sudoeste de Tartaruga Verde. No entanto, como nenhuma outra empresa demonstrou interesse em obter participação nessa área, a Petrobras ficou com 100% de participação no campo.

Foram arrematados os seguintes blocos: (i) Saturno pelo consórcio formado entre Shell (50% e operador) e Chevron (50%), tendo oferecido R$ 3,125 bilhões em bônus de assinatura e 70,20% de excedente de óleo; (ii) Titã pelo consórcio formado entre ExxonMobil (64% e operador) e QPI (36%), tendo oferecido R$ 3,125 bilhões em bônus de assinatura e 23,49% de excedente de óleo; (iii) Pau-Brasil pelo consórcio formado entre BP Energy (50% e operador), Ecopetrol (20%) e CNOOC Petroleum (30%), tendo oferecido R$ 500 milhões em bônus de assinatura e 63,79% de excedente de óleo oferecido; e (iv) Sudoeste de Tartaruga Verde pela Petrobras (100% e operador), tendo oferecido R$ 70 milhões em bônus de assinatura e 10,01% de excedente de óleo oferecido. Em suma:

Bloco Bônus de Assinatura (R$) (fixo) Vencedor
Saturno 3.125.000.000,00 Shell (50%); Chevron (50%)
Titã 3.125.000.000,00 ExxonMobil (64%); QPI (36%)
Pau-Brasil 500.000.000,00 BP Energy (50%); Ecopetrol (20%); CNOOC Petroleum (30%)
Sudoeste de Tartaruga Verde 70.000.000,00 Petrobras (100%)

 

A 5ª Rodada de Partilha deu continuidade ao calendário de rodadas previsto pela ANP. Além dessa Rodada, a 6ª Rodada de Partilha da Produção no Pré-sal está prevista para o segundo semestre de 2019 com possibilidade de ofertar os prospectos de Aram, Sudeste de Lula, Sul e Sudoeste de Júpiter e Bumerangue, na Bacia de Santos.

Para os próximos anos, a ANP já demonstrou interesse em realizar as seguintes Rodadas:

  1. A 16ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, com previsão para o segundo semestre de 2019, para qual a ANP foi autorizada pelo Conselho Nacional de Política Energética a selecionar blocos das bacias de Pernambuco-Paraíba, de Jacuípe, de Camamu-Almada, de Campos e de Santos
  2. A 17ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, com previsão para 2020, na qual deverão ser selecionados blocos das bacias marítimas do Pará-Maranhão, de Pelotas e Potiguar, de águas ultraprofundas fora do polígono do Pré-sal das Bacias de Campos e de Santos; e
  3. A 18ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, com previsão para 2021, na qual deverão ser selecionados blocos das Bacias do Ceará  e de Pelotas  e de águas ultraprofundas fora do polígono do Pré-sal da Bacia do Espírito Santo.

ANP publica regulamentação para redução de alíquota dos Royalties sobre a produção incremental de Campos Maduros

Foi publicada no dia 24 de setembro de 2018 no Diário Oficial da União, a Resolução nº 749/2018 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural, e Biocombustíveis (“ANP”), que regulamenta o procedimento para concessão, a pedido do operador, de redução na alíquota de royalties para até 5% sobre a produção incremental de campos maduros.

A produção incremental é a diferença positiva entre os volumes de petróleo e gás natural efetivamente produzidos em um determinado mês em comparação com os volumes de produção mensal originalmente previstos, correspondente à previsão calculada segundo a curva de produção de referência do campo.  A determinação da curva de produção de referência deverá ser realizada por meio da análise do declínio histórico do campo, de acordo com a equação descrita no artigo oitavo da Resolução nº 749/2018.

A solicitação de redução da porcentagem de royalties deverá ser acompanhada de uma revisão do Plano de Desenvolvimento do campo, que deverá contemplar o cronograma das novas atividades e investimentos, OPEX, estimativa de volumes recuperáveis, projeções de produção, dentre outras informações.

Campos maduros de pequena produção terão royalties calculados à alíquota de 5% sobre a produção incremental. Enquanto que campos maduros de grande produção serão calculados mediante aplicação de alíquotas regressivas correspondentes a 7,5% e 5%, conforme o percentual de incremento alcançado.

Nesse sentido, conforme definido pela Resolução nº 749/2018, campos de pequena produção são aqueles que produzirem até 5.000 barris de óleo equivalente por dia quando seja um campo onshore, ou até 20.000 barris de óleo equivalente por dia quando seja um campo offshore. Por outro lado, campos de grande produção são aqueles produzem mais do que esse volume.

Estão elegíveis a requerer a redução da alíquota os campos de petróleo ou de gás natural com histórico de produção efetiva maior ou igual a 25 anos, ou cuja produção acumulada corresponda a 70% da reserva provada. A análise da ANP será feita com base nas informações do mais recente Boletim Anual de Recursos e Reservas – BAR.

Necessário ressaltar ainda que o operador deverá demonstrar no Plano de Desenvolvimento que haverá benefício econômico para a União, Estados e Municípios com o incentivo, tendo em vista a extensão na vida útil do campo, o fator de recuperação incremental, e as participações governamentais adicionais.

Em até 180 dias, a solicitação para obtenção do incentivo será analisada em conjunto com a revisão do Plano de Desenvolvimento pela ANP. Após a aprovação, o respectivo contrato de concessão deverá ser alterado por meio de termo aditivo, o qual deverá informar a curva de produção de referência, e as novas alíquotas de royalties.

Uma vez assinados os referidos termos aditivos, a redução de royalties sobre a produção incremental surtirá seus efeitos a partir do mês subsequente à conclusão da primeira atividade prevista no Plano de Desenvolvimento.

ANP aprova novas medidas para incentivar a retomada de atividades de E&P nas Bacias em terra e em águas rasas

Em 19 de setembro, a Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) aprovou novas medidas visando incentivar, ainda mais, a retomada das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural nas bacias em terra e águas rasas.

A Portaria 309/2018 da ANP havia determinado a formação de um Grupo de Trabalho para avaliar: (i) o nível dos investimentos necessários para reverter, ou ao menos mitigar, a acentuada queda de produção de campos localizados nessas bacias nos últimos anos; e (ii) quais outras medidas poderiam ser tomadas pela ANP para fomentar investimentos nesses campos, além das já anunciadas pela ANP desde a publicação, pelo Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”), da atual política de exploração e produção e das conclusões do REATE (grupo de trabalho do programa de revitalização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres do Ministério de Minas e Energia), como a Oferta Permanente e a Redução de Royalties para produção incremental.

Ademais, conforme determinado na atual política de exploração e produção estabelecida pelo CNPE, a ANP deve promover a maximização do fator de recuperação e incentivar à competitividade no setor, ou seja, buscar uma maior pluralidade de atores, sobretudo empresas de menor porte. Essas medidas têm como intuito aumentar a arrecadação de participações governamentais, mitigar o declínio da produção e a atrair novos investimentos.

Nesse sentido, a Diretoria da ANP determinou que a Petrobras deverá, em até 90 dias, apresentar requerimento de prorrogação dos contratos de concessão dos campos terrestres e em águas rasas que ela tenha interesse em continuar operando, acompanhado dos respectivos planos de desenvolvimento revisados que contemplem os novos investimentos que serão feitos nessas concessões.

Nos demais casos, quando a Petrobras não tiver mais interesse em operar a respectiva concessão, três são as alternativas: (i) a Petrobras deve concluir, até o fim do primeiro semestre de 2019, os processos de cessão dos direitos referentes a essas concessões já iniciados; (ii) a Petrobras irá realizar, em até 180 dias e com o apoio da ANP, leilão para a alienação desses dos demais ativos; (iii) a ANP tomará medidas administrativas para a realização de investimentos adicionais ou devolução das áreas que a ANP incluiria na Oferta Permanente.

Por fim, a ANP irá solicitar ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”) para que este analise se o fato do Brasil ter um mercado com um único comprador na comercialização do petróleo, especialmente na coleta, tratamento e escoamento da produção, poderia se configurar em um entrave ao desenvolvimento de um mercado diversificado e competitivo na atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural em campos terrestres ou de águas rasas.