Propostas de adequação do processo licitatório para Blocos em

Propostas de adequação do processo
licitatório para Blocos em Bacias Maduras
e Áreas Inativas com Acumulações
Marginais ao novo marco regulatório para
o segmento de Empresas de Pequeno e
Médio Portes de E&P.
Rafael Jardim Cardoso1
Leonardo de Vasconcelos Machado Rodrigues2
Resumo: Este artigo oferece uma proposta de melhoria do procedimento de licitação
de Áreas Inativas com Acumulações Marginais e de Blocos em Bacias Maduras
Terrestres, de modo a conferir maior efetividade à política de promoção de pequenas e
médias empresas produtoras de petróleo no Brasil. A partir do estudo do marco
regulatório vigente para a licitação dessas áreas, e dos resultados alcançados na
promoção deste setor da indústria brasileira, o artigo empreende uma análise crítica
quanto à adequação do atual modelo licitatório e dos seus instrumentos, bem como do
papel desempenhado pela ANP e pelo CNPE no tocante à realização das Rodadas de
Licitação destas áreas.
1 - Rafael Jardim Cardoso - Formado em Engenharia de Petróleo pela PUC – Rio – Pontifícia
Universidade Católica do Rio de Janeiro, Pós Graduado em Engenharia do Petróleo pela UNICAMP –
Universidade Estadual de Campinas. E-mail para contato: [email protected]
2 - Leonardo de Vasconcelos Machado Rodrigues - Bacharel em Direito pela Unirio – Universidade
Federal do Estado do Rio de Janeiro; Bacharel em Comunicação Social e Mestre em Comunicação e
Cultura pela UFRJ E-mail pra contato: [email protected]
Introdução
A aprovação da Emenda Constitucional (EC) nº 9/95, que manteve o monopólio da
União sobre os hidrocarbonetos, permitiu a flexibilização das atividades relacionadas à
sua exploração e produção. Como consequência, tais atividades passaram a ser
exercidas por diversas empresas, de diferentes portes.
Baseada nesta Emenda, promulgou-se a Lei nº 9.478/97, mais conhecida como Lei do
Petróleo. Esta lei trouxe as disposições sobre a política energética nacional, as
atividades relativas ao monopólio do petróleo, também instituindo o Conselho Nacional
de Política Energética1 (CNPE) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis2 (ANP).
Ademais, define em seu artigo 2º, inciso VIII, que é de competência do CNPE a
definição de blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção, e ainda, em
seu artigo 8º, inciso II, como atribuição da ANP a promoção de estudos visando à
delimitação de blocos, para efeito de concessão ou contratação sob o regime de partilha
da produção.
Este regime regulador misto para as atividades de exploração e produção de
hidrocarbonetos vigora no país desde a promulgação da Lei nº 12.351/2010, que
estabeleceu, para as áreas do denominado polígono do pré-sal e outras áreas
estratégicas, a vigência do regime de partilha da produção. Para todo o restante do
território nacional, cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras,
continua em vigor o regime de concessão estabelecido pela Lei nº 9.478/97.
A Lei nº 12.351/2010 dispôs, ainda, em seu artigo 65, que caberia ao Poder Executivo o
estabelecimento de políticas e medidas específicas visando ao aumento da participação
de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de E&P no país. O atendimento
desta determinação se deu, em parte, com a publicação da Resolução CNPE nº 1/2013.
Entende-se que a Resolução do CNPE atende apenas parcialmente ao exposto no citado
art. 65, pois não enfrenta a maioria das questões já diagnosticadas pelo mercado e pelo
próprio governo, conforme apresentado na Nota Técnica nº 26/2011-DEPG/SPG-MME.
Estes problemas foram classificados, de acordo com esta Nota, nas seguintes áreas:
Econômica, financeira e fiscal; Comercial; Regulação; Meio Ambiente; e Infraestrutura.
1
CNPE: Conselho vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e
Energia, com atribuição de propor as políticas nacionais e diretrizes para o setor energético como um
todo.
2
A ANP, órgão regulador da indústria do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis, possui
finalidade de promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas
integrantes deste segmento.
Na prática, esta norma procura tratar de um dos aspectos referentes aos problemas
elencados no campo da Regulação, que é a falta de uma agenda contínua de oferta de
áreas voltadas para o segmento de pequenos produtores. Para isso, esta Resolução do
CNPE atribuiu à ANP a realização de duas medidas. A primeira se refere ao
estabelecimento dos critérios para a definição das empresas de pequeno e médio porte –
EPMs a serem beneficiadas por essa política (Parágrafo Único do Art. 1º). A segunda
estabelece que a ANP deverá realizar rodadas de licitação anuais, específicas para
blocos em bacias maduras e para áreas inativas com acumulações marginais (Art. 2º).
Em relação à primeira atribuição, a ANP editou a Resolução ANP nº 32/2014, que
define as EPMs para efeito de enquadramento nas medidas de fomento à participação no
setor de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural no país.
Para a realização da segunda, verifica-se a existência de um problema de competência,
pois, ao mesmo tempo em que a Resolução do CNPE incumbe a ANP de realizar
anualmente rodadas de licitações específicas, a Lei do Petróleo, conforme já
mencionado, estabelece que cabe ao CNPE definir os blocos que serão objeto de
concessão, ou seja, a realização de rodadas de licitação depende previamente da
aprovação deste Conselho.
Ressalta-se que a Lei do Petróleo foi orientada pela perspectiva de se ofertarem grandes
áreas a grandes sociedades empresárias. Esta lei não está, portanto, inteiramente
adequada aos objetivos de se construir e estabelecer um mercado de pequenos e médios
produtores. Tal fato é facilmente depreendido pela completa omissão de conceitos
básicos para a regulação deste segmento, tais como: Áreas Inativas com Acumulações
Marginais, Campos Maduros e Reabilitação de Jazidas.
Desta forma, considerando que o CNPE dividiu em dois tipos os objetos a serem
licitados nestas rodadas, quais sejam, blocos em bacias maduras e áreas inativas com
acumulações marginais, e que a Lei do Petróleo é omissa em relação às áreas inativas, o
presente trabalho apresentará propostas de melhoria dos processos licitatórios, para cada
tipo de objeto, com vistas a efetivamente dar cumprimento à determinação de realização
de rodadas anuais.
Este artigo está dividido em quatro seções, além desta introdução. A primeira seção é
dedicada a uma avaliação dos resultados até então obtidos pela política de estímulo ao
pequeno e médio produtor de petróleo no Brasil. A segunda seção destina-se a relatar a
situação das Áreas Inativas com Acumulações Marginais e a apresentar propostas para a
licitação destas áreas. A terceira busca contribuir com sugestões para ofertas de blocos
em bacias maduras. A quarta e última seção é destinada às considerações finais do
trabalho.
1 - Política de Estímulo ao Pequeno e Médio Produtor
de Petróleo no Brasil
O desejo de criar um sistema regulatório que estimulasse o surgimento de pequenos e
médios produtores no Brasil tinha por inspiração o mercado norte-americano. Os
Estados Unidos é o único país em que poços marginais respondem por significativa
parcela da produção nacional (LAWRENCE, p. 135). Naquele país, produtores
independentes operando poços em terra são responsáveis por 65% da produção de gás
natural e 45% do total de óleo. Além disso, os independentes operam 80% dos 800.000
poços em produção e foram responsáveis por todas as grandes descobertas em terra nos
últimos 24 anos3. No Brasil, por ocasião da quebra do monopólio da Petrobras, havia a
expectativa de que em alguns anos o mercado nacional contaria com centenas de
empresas atuantes4; infelizmente, este cenário nunca chegou perto de se concretizar.
Em maio de 2015, passados dezoito anos da promulgação da Lei do Petróleo, apenas 25
operadores responderam pela produção de aproximadamente 3 MM boe/d (barris de
óleo equivalente por dia), a partir dos 311 campos ativos naquele mês no Brasil5. Deste
total, somente cerca de 2% corresponderam aos volumes produzidos pelos operadores
de pequeno ou médio porte.
Já a produção oriunda de bacias maduras terrestres alcançou 164,4 Mboe/d6, sendo 135
Mbbl/d de petróleo e 4,7 MMm³/d de gás natural. Estes volumes representam,
respectivamente, 5,6% da produção nacional de petróleo e 5% da produção de gás
natural.
A vasta atuação da Petrobras no mercado nacional, não obstante tenha gerado enormes
benefícios para o desenvolvimento da indústria petrolífera nacional, possui efeito
colateral negativo para a efetivação das políticas de estímulo aos pequenos e médios
concessionários.
Estes agentes são, de uma forma ou de outra, dependentes da Petrobras, haja vista ser
ela a principal compradora da produção, pois é proprietária de quase toda a capacidade
de refino instalada no país. Além disso, o escoamento da produção, não raro, depende
3
Dados da Research Partnership to Secure Energy for America (RPSEA), disponível em:
http://www.rpsea.org/small-producer-program/
4
Esta informação foi compartilhada pelo professor Edmilson Moutinho do Santos, em 18 de fevereiro
de 2014, em palestra proferida para o painel ‘Aspectos Legais e Regulatórios da 12ª Rodada’, no 5º
Fórum Internacional do Direito do Petróleo e Gás Natural, realizado no Rio de Janeiro.
5
Dados retirados de ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). Boletim Mensal
da Produção. ed. Maio 2015.
6
Campos/TLDs das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas
do acesso à infraestrutura da estatal, em virtude de os agentes menores não possuírem
escala suficiente para montar infraestrutura própria ou contratar afretamento para
exportar sua produção.
Além das barreiras erguidas pelo poder de mercado de uma estatal forte, o
desenvolvimento do setor de pequenas e médias empresas de petróleo e gás no Brasil
também encontrou sérios gargalos nos instrumentos regulatórios mal concebidos. O
contrato vigente, que rege a concessão dos pequenos campos em terra, mesmo os que
contêm apenas acumulações marginais, não se distingue radicalmente do aplicável às
relações entre órgão regulador e multinacionais. As obrigações e controles
administrativos impostos às EPMs não são substancialmente diferentes dos dirigidos
aos agentes que conduzem operações complexas e de larga escala.
O ideal seria que aos concessionários de menor porte fossem dirigidos dispositivos
contratuais simplificados, material didático, suporte para obtenção de licença ambiental,
entre outros, de modo a não serem onerados excessiva e desnecessariamente,
minimizando-se assim as barreiras à entrada neste setor.
Já é possível detectarem-se esforços da ANP no sentido de dinamizar procedimentos e
simplificar controles e atos, adequando-os ao porte das EPMs. Exemplo mais recente
desta atuação se materializou na minuta de contrato da próxima rodada de licitações de
áreas inativas. A análise do conteúdo desta minuta evidencia uma transformação
qualitativa, com menos redundâncias e a supressão de conceitos e cláusulas oriundos
dos contratos de concessão tradicionais, inaplicáveis na gestão de campos já
desenvolvidos.
Nesta linha, o procedimento de Avaliação deu lugar ao de Reabilitação e a cláusula
sobre investimentos em pesquisa, aplicável somente nos casos de campos de grande
volume de produção ou de grande rentabilidade7, foi integralmente suprimida.
O conteúdo das cláusulas também foi reordenado, privilegiando-se uma abordagem
mais didática. As cláusulas sobre todos os programas e planos exigidos pela ANP,
inclusive seus prazos, por exemplo, foram agrupadas em uma cláusula única, intitulada
“Documentos para acompanhamento da Fase de Produção”8.
Além disso, outra medida tomada nessa direção foi a publicação da Resolução ANP nº
17/2015, que simplifica o Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento9 de
Campos de Pequena Produção
7
Conforme art. 50, da Lei nº 9.478/97.
8
Cláusula Nona, p. 20.
9
Plano de Desenvolvimento: documento em que se especifica o programa de trabalho, cronograma e
respectivos investimentos necessários ao Desenvolvimento e Produção de uma Descoberta ou conjunto
de Descobertas de Petróleo e Gás Natural na Área de Concessão, incluindo seu abandono.
2 - Propostas para Áreas Inativas com Acumulações
Marginais
Antes de apresentar as propostas para licitação das Áreas Inativas com Acumulações
Marginais, é importante o entendimento do que são estas áreas, o modelo de licitação
utilizado até então, os problemas enfrentados pela ANP para geri-las e as medidas que
estão sendo adotadas para ofertá-las ao mercado.
Entendem-se por Áreas Inativas com Acumulações Marginais aquelas com ocorrências
conhecidas de hidrocarbonetos, podendo ter apresentado produção ou não, com volumes
atuais in situ pouco significativos e cujo escopo da Concessão está voltado para a
realização de atividades de reavaliação e confirmação da comercialidade destas
acumulações.
Duas “Rodadinhas”, como ficaram conhecidas as licitações destas áreas, foram
realizadas, sendo a primeira em 2005 e a segunda em 2006. O modelo licitatório
utilizado para estas áreas devolvidas em muito se assemelhou às licitações tradicionais,
de blocos exploratórios, apesar do caráter marginal das acumulações e do porte das
empresas que se esperava atrair.
Para que estas áreas sejam atraentes para licitação, diferentemente dos blocos
exploratórios, o principal requisito é a condição de seus poços. Caso estes poços se
encontrem arrasados10, certamente a viabilidade econômica para a produção marginal
estará comprometida.
O portfólio deste tipo de áreas na ANP é composto, em sua grande maioria, por
devoluções feitas pela Petrobras por ocasião da rodada zero11. Além disso, há um
número crescente de campos em processo de devolução, alguns devido às cobranças da
Agência para realização de investimentos e outros por real intenção do operador em
devolver a concessão, por motivos diversos, dentre eles o de priorizar seus campos de
maior lucratividade.
No que tange as áreas já devolvidas, o principal desafio para sua oferta em licitação
reside na falta de conhecimento sobre a situação dos poços e sua integridade, visto que,
de maneira, geral, estes poços foram perfurados há muito tempo. A título de exemplo,
10
Arrasamento de Poço: após realizado seu abandono definitivo (conforme definido na Portaria n°
25/2002) o arrasamento de um poço compreende a remoção de todo e qualquer equipamento de
superfície e o corte do revestimento de superfície no fundo do antepoço. Compreende ainda o
tamponamento da cavidade do antepoço até nivelá-lo ao nível da base.
11
A Rodada Zero ratificou os direitos da Petrobras na forma de contratos de concessão sobre os campos
que se encontravam em efetiva produção na data de vigência da Lei do Petróleo. No caso dos blocos em
que a empresa estatal tenha realizado descobertas comercias ou promovido investimentos na
exploração, ela teve seus direitos assegurados por três anos para prosseguir nos trabalhos de
exploração e desenvolvimento. Nos casos exitosos, pode prosseguir nas atividades de produção.
pode-se citar o campo de São João, situado na Bacia de Barreirinhas. Este campo
encerrou sua produção em 1988, sendo assim, tanto a ANP quanto os licitantes terão
que tomar decisões baseando-se em dados e informações produzidos há quase três
décadas.
Já para as áreas em processo de devolução, ou seja, aquelas que ainda não tiveram seus
Contratos de Concessão resilidos, o desafio central gira em torno do intervalo de tempo
demasiadamente longo entre a manifestação de interesse pela devolução, por parte do
operador, e a efetiva oferta da área em uma nova licitação promovida pela ANP.
Boa ilustração desta problemática nos é oferecida pelo histórico do campo de Barra
Bonita. Pois, embora o operador daquela concessão tenha informado à ANP, em
fevereiro de 201212, sobre sua intenção de devolver a área, somente em junho de 2015 o
CNPE autorizou sua oferta em rodada de licitação13.
Este lapso temporal representa um grande problema para a ANP, pois, de acordo com a
cláusula 3.4 do Contrato de Concessão para exploração e produção de gás natural
(versão da 12ª Rodada), a extinção do contrato, por qualquer causa, obriga o
concessionário a imediatamente devolver toda a área de concessão à ANP. Além disso,
por força da cláusula 18.9, se a Agência desejar que quaisquer poços, instalações ou
equipamentos não sejam objeto de abandono, remoção ou desativação, de modo a
preservar a viabilidade comercial da produção marginal, deve tornar-se responsável por
esses bens.
Não obstante tal disposição, a Agência não possui a experiência, os recursos ou o
amparo legal necessários para gerenciar as operações de uma área de concessão. Logo,
o extenso intervalo entre devolução do campo e a manifestação do CNPE para sua
oferta cria sérias dificuldades para a ANP.
O modo como a ANP tem contornado o problema, até o momento, não é exatamente
uma solução. A Agência, nos casos em que verifica a existência de potencialidade
produtiva, sem, contudo, verificar a viabilidade econômica da concessão, tem procurado
postergar sua devolução até que seja possível que outra empresa, por meio de lance em
nova rodada de licitações, suceda o concessionário original. Desta forma, tem
conseguido limitar sua atuação como intermediária no processo de transmissão dos
direitos de concessão, eximindo-se da responsabilidade sobre a área, instalações e
equipamentos.
12
Carta E&P-CORP 0038/2012, de 10/02/2012. Esta carta encaminhada pela Petrobras à ANP encontrase anexada ao Processo nº 48610.002503/2012-18.
13
Resolução CNPE nº 1/2015, de 03/06/2015. Esta Resolução autorizou a oferta de onze Áreas Inativas
com Acumulações Marginais, situadas nas Bacias do Recôncavo (5), Tucano Sul (1), Barreirinhas (1),
Paraná (1), Potiguar (1) e Espírito Santo (2).
Aliado a isto, a imprevisibilidade quanto à realização de rodadas e também quanto à
possibilidade de inclusão da área que aguarda devolução entre as que serão ofertadas
dificulta a tarefa da ANP de definir, por exemplo, quais poços devem ser arrasados
antes da devolução. O atual concessionário é então orientado a aguardar para realizar as
atividades previstas no Programa de Desativação e Abandono14, e enquanto isso cabe a
ele arcar com os custos de uma concessão não lucrativa, inclusive devendo manter
garantias financeiras para estas operações.
A solução do problema atual parece passar, necessariamente, por uma revisão do
processo que autoriza a oferta das áreas inativas. Por isso, com vistas a equacionar as
questões referentes ao tempo de decisão da ANP para o abandono de poços e
desativação de instalações, e também seguir a decisão do CNPE de criar incentivos para
EPMs, se faz necessário o desenvolvimento de um modelo de licitação ágil para estas
áreas.
Um primeiro passo para atingir este objetivo foi a elaboração, pela ANP, de um
procedimento específico para devolução de campos15. Este procedimento engloba, entre
outros, uma Consulta de Interesse à Indústria, a qual, caso resulte em manifestações
positivas, aumenta as chances de viabilizar a oferta do campo em futura rodada de
licitação, sem, contudo, resilir o Contrato de Concessão vigente até que se encerre o
processo licitatório.
14
Programa de Desativação de Instalações é o documento que deve ser apresentado pelo
concessionário por ocasião do término da Fase de Produção ou, no caso de resilição, a qualquer tempo
do Contrato de Concessão. Tal Programa encontra-se anexo à Resolução ANP nº 27/2006.
15
O Fluxo de Devolução de Campos foi aprovado pela Diretoria Colegiada da ANP, por meio da
Resolução de Diretoria nº 674/2014.
Abaixo segue o Fluxograma simplificado, extraído da apresentação do Diretor da ANP
José Gutman, no Seminário Brazil Onshore 2014.
Figura 1: Fluxograma simplificado de devolução de campos.
Pode ser verificado neste Fluxo que, caso não haja possibilidade do campo ser licitado,
ou que não ocorra manifestação de interesse por ele, ou ainda, no caso do campo não ser
arrematado na licitação, o fluxo seguirá para análise do Programa de Desativação.
Ressalta-se ainda que se o certame for realizado com agilidade, o concessionário
também poderá ser beneficiado, pois parte dos custos referentes ao abandono dos poços
e à recuperação da área ficarão a cargo do futuro operador. Além disso, em alguns
casos, há ainda a possibilidade de negociação, entre as partes, das facilidades de
produção que se encontrarem na área de concessão.
Esta Consulta de Interesse à Indústria pretende identificar se o investimento nessas áreas
poderá trazer benefícios econômicos para outras empresas, principalmente as EPMs.
Contudo, caso a ANP se manifeste pela inviabilidade da área, ou o mercado, durante a
Consulta, não manifeste interesse por esta, será dado prosseguimento ao processo de
devolução.
Apesar do Fluxo de Devolução de Campos avançar no enfrentamento dos problemas
relatados neste trabalho, ele esbarra no entendimento de que existe necessidade de
manifestação do CNPE para incluir as áreas em devolução na rodada de licitação.
Em verdade, a manifestação do Conselho é obrigatória para a definição de blocos16, ou
seja, áreas sobre as quais paira elevado grau de risco e incerteza, os quais serão
mitigados por meio de estudos geológicos e geofísicos, no âmbito de uma Fase de
Exploração. Já as áreas inativas, por outro lado, são conhecidas. Estas já foram
16
Inciso VIII, do Art. 2º da Lei nº 9.478/97
oferecidas ao mercado, portanto, em regra, já foram objeto de autorização do próprio
CNPE. Assim, a exigência de uma segunda manifestação do órgão responsável por
formular a política energética nacional, sobre um campo de baixa produção e no limite
da economicidade, é desprovida de razoabilidade.
Além disso, conforme anteriormente mencionado, a Lei do Petróleo foi criada sob um
paradigma específico, focado na atração e regulação de grandes empresas, as quais se
engajariam no esforço exploratório das bacias sedimentares brasileiras e operariam
blocos de grande produção. Os vultosos valores e interesses mobilizados nesta
empreitada certamente merecem ser considerados na formulação de políticas de
abrangência nacional, razão pela qual a inclusão de blocos foi condicionada à
manifestação do CNPE.
Já as áreas inativas com acumulações marginais, diferentemente, apresentam produção
individual insignificante, e submetê-las a procedimento idêntico ao dos grandes blocos é
despropositado.
Destaca-se ainda que, apesar da natureza jurídica do negócio ser a de uma concessão
pública, a realidade operacional da transmissão da concessão se assemelha muito a de
uma cessão de direitos17. Neste caso, idealmente, não haveria interrupção na produção, e
um concessionário transmitiria imediatamente todos os direitos e obrigações do
Contrato de Concessão ao seu sucessor.
Entretanto, por se tratar, legalmente, de uma concessão, é inevitável que a ANP esteja
inserida no procedimento, seja para promover a cessão de direitos da concessão 18, seja
para promover as licitações19. Já o pré-requisito de manifestação do CNPE só contribui
com maior severidade para a imprevisibilidade e o atraso do processo.
O desenho de um modelo licitatório mais ágil para as áreas inativas com acumulações
marginais deve se guiar pelo imperativo da proporcionalidade. Os controles e
procedimentos envolvidos devem ser pensados de acordo com a escala financeira e os
interesses envolvidos nos projetos. O modelo atual engessa e complexifica um processo
que poderia se dar em termos mais simples, eficientes e eficazes.
Desta forma, com vistas a agilizar o processo de licitação de Áreas Inativas com
Acumulações Marginais, seguem abaixo propostas para inclusão de prazos e alteração
do Fluxo de devolução de Campos:
17
Cessão de Direitos: transferência do Contrato de Concessão, preservando-se seu objeto e as
condições contratuais, sob a condição de que as partes envolvidas atendam aos requisitos técnicos,
econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP.
18
Caput e Parágrafo Único, do Art. 29, da Lei nº 9.478/97
19
Inciso IV, do Art. º da Lei nº 9.478/97
1. Exclusão da necessidade de indicação destas áreas para aprovação do
CNPE;
2. Que a análise sobre a atratividade do campo pela ANP, com vistas ao
seu encaminhamento para Consulta, seja realizada no prazo de 30 (trinta)
dias, a partir da formalização da intenção de devolução, ou seja, do
encaminhamento de toda documentação necessária a esta análise.
3. Que o período de consulta ao mercado seja de, no máximo, 30 (trinta)
dias.
4. Que o prazo total para realização de todos os trâmites voltados à
conclusão do processo licitatório não ultrapasse 180 (cento e oitenta
dias), a contar da mesma data do item 2.
O prazo mencionado neste último item é o prazo mínimo que o operador tem para
submeter à ANP o Programa de Desativação, antes do término previsto de produção 20 e,
por analogia, entende-se que também deva ser adotado nos casos de devolução
antecipada.
Para que efetivamente este prazo de 180 dias possa ser atingido, os procedimentos
licitatórios tradicionais dificilmente poderão ser aplicados. Nestes casos, recomenda-se
a criação de procedimento de licitação na modalidade de pregão eletrônico.
Ressalta-se que a ANP já realiza este tipo de procedimento nos Leilões de Biodiesel,
necessitando apenas de adaptação para campos devolvidos. Além disso, uma outra
mudança verificada na minuta do Contrato, ora em Consulta Pública é a metodologia
de classificação dos licitantes, que será definida exclusivamente em função do valor
ofertado a título de Bônus de Assinatura21. Assim, a utilização do modelo de pregão
eletrônico seria ainda mais fácil de ser implementada.
Adicionalmente, para não restar dúvidas quanto à legalidade desta proposta, recomendase a inclusão de Parágrafo único no Art. 2º da Resolução CNPE nº 1/2013, conforme
abaixo:
Parágrafo único. Para campos terrestres que estejam em processo de devolução não
será necessária aprovação pelo CNPE para sua inclusão em licitação, desde que sejam
atendidos os requisitos estabelecidos nos Incisos I e II.
20
21
Cláusula 9.10 do Contrato de Concessão da R12.
O Bônus de Assinatura corresponde ao montante ofertado para obtenção da concessão do Bloco
objeto da oferta e deverá ser pago pelo concorrente vencedor, em parcela única, no prazo estabelecido
pela ANP, para a assinatura do Contrato de Concessão.
3 - Propostas para Blocos em Bacias Maduras
Terrestres
Assim como na seção anterior, antes da apresentação das propostas de adequação para
licitação de blocos em bacias maduras, é importante esclarecer o que são e quais são
estas bacias maduras e as questões envolvendo a licitação de blocos nelas incluídos.
Além disso, também serão apresentados outros trabalhos que buscam soluções para
estas questões.
O Brasil possui 38 bacias sedimentares, totalizando uma área de aproximadamente 6,5
milhões de quilômetros quadrados. As bacias terrestres respondem por uma área
próxima de 75% deste total (NOVAES, 2009). Destas, algumas possuem elevado nível
de conhecimento geológico, quantidade significativa de poços exploratórios perfurados
e curva de produção declinante, sendo consideradas, por estes motivos, como maduras.
As bacias terrestres que apresentam estas características são as bacias do Recôncavo,
Espírito Santo, Potiguar e Sergipe-Alagoas, sendo estas, portanto, as de promoção da
política de incentivo às EPMs, de acordo com o que foi definido pela Resolução CNPE
nº 1/2013. Estas bacias podem ser visualizadas na Figura 1, abaixo:
Figura 2: Mapa das bacias sedimentares terrestres brasileiras, e em detalhes as bacias maduras.
Apesar de todas estas bacias terem sido contempladas nas últimas rodadas promovidas
pela ANP22, e o art. 2º da Resolução CNPE nº 1/2013 estabelecer que devam ser
realizadas anualmente licitações específicas, a falta de uma agenda regular e previsível
de licitações é considerada, pelo mercado, como uma importante barreira para o
desenvolvimento do segmento de pequenos e médios operadores.
Em recente estudo elaborado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), intitulado
“Gás Natural em terra: uma agenda para o desenvolvimento e modernização do setor”,
no qual também foi abordado o problema acima relatado, foram apresentadas algumas
contribuições para os procedimentos licitatórios, tanto para áreas maduras quanto para
áreas de nova fronteira.
Para as áreas maduras, as propostas apresentadas são que a ANP solicite autorização ao
CNPE para ofertar, simultaneamente, blocos de todas as bacias maduras. Estes blocos
seriam delimitados anteriormente pela Agência e ficariam em oferta por um período de
dois anos. Findo este tempo, a ANP faria uma revisão dos blocos ofertados, para
submissão ao CNPE.
Após a aprovação por este Conselho, a Agência programaria rodadas periódicas
(trimestrais), por meio de processo eletrônico (pregão eletrônico), quando licitaria
blocos que recebessem manifestação de interesse através do mecanismo de Nominação
de Áreas, já existente na ANP. Os blocos que não fossem adquiridos ficariam em oferta
para próximas licitações, à medida que aparecessem empresas interessadas.
Outro trabalho sobre o tema é o Projeto de Lei do Senado nº 446/2015, de autoria do
Senador Marcelo Crivella. Este Projeto modifica a Lei do Petróleo para criar a
concessão precedida de chamada pública para blocos localizados em terra ou em lagos,
rios, ilhas fluviais e lacustres.
A proposta apresentada pelo Senador Crivella em muito se assemelha ao mecanismo de
Nominação de Áreas, citado no estudo da CNI, já que uma chamada pública para
licitação de determinada área seria realizada após a manifestação de interesse do
mercado. No Projeto de Lei, entretanto, há a determinação de que a ANP inicie, no
prazo de até 180 dias a partir da provocação do interessado, o processo de chamada
pública.
Em ambas as propostas, da CNI e do Senador Crivella, é claro o desejo de dinamizar o
processo licitatório e assim propiciar, de fato, o desenvolvimento do segmento terrestre
da indústria petrolífera nacional.
22
Na 11ª Rodada, em 2013, foram ofertados blocos em todas as bacias maduras. Na 12ª Rodada,
também em 2013 foram ofertados blocos nas Bacias do Recôncavo e Sergipe-Alagoas. Na 13ª Rodada, a
ser realizada em outubro de 2015, serão ofertados blocos em todas as bacias maduras.
O mecanismo de Nominação de Áreas é disponibilizado pela ANP na internet23.
Entretanto, difere do Projeto de Lei na medida em que as nominações não representam,
nem para a ANP e nem para a empresa nominadora, compromisso, direito ou dever
quanto às áreas sugeridas.
Desta forma, considerando as características das bacias terrestres maduras brasileiras, o
vasto conhecimento sobre elas e seu potencial para o desenvolvimento do segmento de
EPMs, a proposta a seguir aprofunda algumas das ideias apresentadas pela CNI e pelo
Projeto de Lei do Senado nº 446/2015.
1. Para as bacias maduras terrestres a ANP indicará ao CNPE setores específicos,
conforme a Tabela 1, abaixo, e solicitará uma única autorização, com caráter de
delegação de competência do Conselho, para que seja possível licitar blocos
nestes setores sem necessidade de autorizações para cada rodada, o que torna o
processo mais custoso e burocrático.
Tabela 1: Relação de setores que compõem as bacias terrestres maduras
BACIA
Espírito Santo
Potiguar
Recôncavo
Sergipe - Alagoas
SETORES
SES - T2
SES - T3
SES - T4
SES - T5
SES - T6
SPOT - T - 1A
SPOT - T - 1B
SPOT - T - 2
SPOT - T - 3
SPOT - T - 4
SPOT - T - 5
SPEPB - T1
SREC - T - 1
SREC - T - 2
SREC - T - 3
SREC - T - 4
SREC - T - 5
SSEAL - T1
SSEAL - T2
SSEAL - T3
SSEAL - T4
SSEAL - T5
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Por meio do endereço eletrônico http://www.brasil-rounds.gov.br/portugues/nominacao_areas.asp
Estas licitações, com periodicidade a ser definida pela Agência, levariam em
consideração as áreas nominadas pelo mercado, seja por iniciativa própria ou por
ocasião de Consultas de Interesse de áreas para um próximo certame.
Conclusão
A publicação da Resolução do CNPE nº 1/2013 trouxe para os pequenos e médios
produtores de petróleo nacionais uma expectativa de desenvolvimento do setor, a partir
de rodadas de licitações anuais específicas, voltadas para este segmento.
Entretanto, além de não abordar diversos problemas vivenciados por esta indústria, a
norma possui eficácia muito restrita, pois, ao mesmo em que determina a realização
destes certames, ela não fornece os mecanismos necessários para a sua realização.
Este artigo preocupou-se em relatar, de forma sucinta, alguns desses problemas,
enfrentados tanto pelo segmento das EPMs, quanto pelo órgão regulador, a ANP,
principalmente no que diz respeito ao tempo transcorrido entre a intenção de se
devolver a concessão e a efetiva ofertas destas áreas.
Desta forma, com o objetivo de contribuir significativamente para a alavancagem deste
mercado, foram apresentadas propostas de adequação do processo licitatório
envolvendo Áreas Inativas com Acumulações Marginais, bem como para blocos
inseridos em Bacias Maduras Terrestres.
Os modelos propostos não só agilizam a realização de rodadas de licitação, como
também oferecem soluções para alguns dos problemas apresentados, e, se adotados,
podem contribuir para a política de promoção de pequenos e médios produtores de
petróleo no Brasil.
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