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Petróleo e Gás Natural


ConCessão de bloCos exploratórios

de petróleo e gás natural

Desde a promulgação da Lei do Petróleo - Lei nº 9.478/1997 - até a edição da Lei nº 12.351/2010, que instituiu

o regime de partilha de produção, o regime de concessão constituía o único meio legal para o exercício das

atividades de Exploração, Desenvolvimento e Produção (E&P) de petróleo e gás natural no Brasil.

No regime de concessão, a União, sempre mediante licitação, contrata com empresas, estatais e/ou privadas,

a realização das atividades de E&P.

Compete à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador do setor,

promover os estudos visando à delimitação dos blocos e realizar as licitações para conceder o direito de exploração.

Contrato de concessão

Concluídas as licitações, a ANP é responsável pela assinatura e pela fiscalização dos contratos de concessão.

Os contratos preveem o pagamento, pelas empresas concessionárias, de compensações financeiras pela

exploração do petróleo e gás natural. Esses recursos são denominados participações governamentais e são

assim classificados:

• Bônus de Assinatura: valor pago para a obtenção da concessão da área;

• Royalties: percentual sobre o valor da produção a ser dividido entre a União, Estados e Municipíos;

• Participações Especiais: valor devido em campos de alta rentabilidade, cujo cálculo incide sobre o lucro do

petróleo produzido;

• Pagamentos pela ocupação ou retenção de área: valor devido pela utilização das áreas sob concessão.

Os contratos também preveem que, em caso de risco de desabastecimento de combustíveis no País, as

concessionárias atendam prioritariamente às necessidades do mercado interno.

Licitação

O julgamento das ofertas apresentadas pelas empresas nas licitações é baseado no valor oferecido a título de

bônus de assinatura e ainda nos seguintes critérios:

• Programa Exploratório Mínimo: compromisso assumido pela empresa concessionária de realização de

investimentos mínimos na atividade de Exploração;

• Conteúdo Local: percentual mínimo de participação de empresas brasileiras fornecedoras de bens, serviços

e sistemas nas atividades econômicas relacionadas àquelas do contrato de concessão.


Tribunal de Contas da União • www.tcu.gov.br • 2ª Secretaria de Fiscalização de Desestatização e Regulação • [email protected] • Tel. 55 (61) 33165945 • Fax. 55 (61) 33167545

Para mais informações, acesse www.tcu.gov.br/controleregulacao

Rodadas de licitações

As licitações para outorga de concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de petróleo e gás

natural são realizadas por meio de Rodadas promovidas pela ANP.

Iniciadas em 1999, até o ano de 2010 foram realizadas 10 Rodadas, que geraram a arrecadação de R$ 5,541

bilhões de reais a título de bônus de assinatura.

Em agosto de 1998, realizou-se a denominada Rodada Zero. Esta Rodada não foi feita por licitação e tão

somente ratificou os direitos da Petrobras, na forma de contratos de concessão, sobre os blocos exploratórios e

áreas em desenvolvimento em que a empresa houvesse realizado investimentos até aquela data.

A atuação do Tribunal de Contas da União

O Tribunal de Contas da União (TCU) fiscalizou todas as Rodadas de Licitação com o objetivo de verificar a

conformidade dos processos com os normativos legais aplicáveis e avaliar o desempenho do regulador e dos

demais órgãos envolvidos.

Dentre as contribuições do controle externo realizado pelo TCU para o aperfeiçoamento das Rodadas, destacam-

se as seguintes:

Posicionamento do TCU Deliberação Ministro-relator

Determinação para que a ANP regulamentasse as penalidades

previstas nos contratos de concessão.

Decisão TCU nº 493/1999-Plenário - 04/08/1999


Adhemar Ghisi

Ubiratan Aguiar

Determinação para que a ANP demonstrasse a adequação

do processo de escolha dos blocos a serem licitados com a

política energética nacional, inclusive mediante uma obrigatória

manifestação do CNPE sobre os critérios utilizados.


Decisão TCU nº 232/2002-Plenário - 20/03/2002Ubiratan Aguiar

Determinações e recomendações à ANP e aos órgãos ambientais

para que fossem adotados mecanismos de cooperação a fim

de integrar as ações de implementação da política energética

à ambiental.

Acórdão TCU nº 787/2003-Plenário - 02/07/2003 Iran Saraiva

Determinação para que a ANP:

• promovesse maior transparência e publicidade

das licitações; explicitasse a motivação dos atos

administrativos, e;

• desse publicidade aos questionamentos, solicitações,

reclamações, recursos ou impugnações e respectivas

respostas e decisões;

Acórdão TCU nº 2.249/2007-Plenário - 24/10/2007

Acórdão TCU nº 1.158/2007-Plenário - 16/07/2007Raimundo Carreiro

Recomendação para que a Agência estabelecesse prazo máximo

para solicitação de esclarecimentos sobre os editais e para que o

acesso aos questionamentos e respectivas respostas estivessem

disponíveis no sítio da ANP na internet.

Acórdão TCU nº 2.249/2007-Plenário - 24/10/2007

Acórdão TCU nº 1.158/2007-Plenário - 16/07/2007Raimundo Carreiro

Determinação à ANP para que explicitasse os critérios e os estudos

que fundamentam a definição dos limites mínimos e máximos de

conteúdo local admitidos nas propostas dos licitantes.

Acórdão TCU nº 2.249/2007-Plenário - 24/10/2007 Raimundo Carreiro

Quanto à Rodada Zero, o TCU declarou regulares os termos aditivos firmados entre a Petrobras e a ANP, que

efetivaram a prorrogação dos prazos dos contratos de concessão outorgados à estatal (Decisão TCU 150/2001 –

Plenário). Além disso, manifestou-se pela regularidade dos procedimentos de aprovação, pela ANP, dos Planos de

Avaliação de Descobertas relativos aos blocos incluídos nessa Rodada (TC – 011.532/2004-2).


Gás Natural

O gás natural (GN) é um combustível fóssil encontrado no subsolo. No Brasil, em geral, o GN é obtido a partir

das mesmas jazidas em que o petróleo é produzido, sendo chamado nestes casos de gás associado. As reservas

brasileiras de GN são, em grande parte, localizadas em mar aberto.

Segundo dados do Ministério de Minas e Energia (MME), as reservas provadas de gás natural em 2010 atingiram

o volume de 423.012 milhões de m³ e a produção média brasileira de GN foi de 62,84 milhões de m³/dia. As

importações totalizaram a média de 33,66 milhões de m³/dia no mesmo período.

Balanço de gás natural no Brasil (milhões de m3/dia)

Fonte: MME (2011)

A malha de gasodutos de transporte nacional em operação totaliza, de acordo com números do MME divulgados

em março de 2011, 9.925 km de extensão e pode ser dividida em três grandes grupos: malha nordeste, malha

sudeste e gasodutos que movimentam o gás natural importado - Gasbol, Gasoduto Lateral Cuiabá e Gasoduto

Uruguaiana-Porto Alegre.

Em razão da representatividade do gás natural na matriz termelétrica de geração de eletricidade, a interface

desse setor com o de energia elétrica é de suma importância para a segurança energética do país.

Principais instituições e agentes

A indústria brasileira de gás natural apresenta uma diversidade de agentes que operam nas distintas atividades

da cadeia, entre os quais podemos citar:

Órgão Papel

Petrobras Principal fornecedora de GN no país

Ministério de Minas e Energia (MME) Formular política setorial

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

Regular o segmento técnico e econômico do setor

Estados Regular a distribuição de GN canalizado

O MME é responsável pelo estabelecimento das diretrizes para o processo de contratação de capacidade de

transporte e pela proposição dos gasodutos de transporte que deverão ser construídos ou ampliados.

Produção nacional59,2 / 57,9 / 62,8

importaçãoBolivia: 30,6 / 22,2 / 26,9Argentina: 0,4 / 0,0 / 0,0GNL: 0,0 / 0,7 / 7,6

Oferta total ao mercado

58,7 / 44,5 / 61,7

Venda nas distribuidoras de gás natural

49,6 / 38,7 / 49,7

Consumo em refinarias e FaFens

7,5 / 7,1 / 9,1

Consumo técnico direto do produtor

1,6 / 0,7 / 2,8

Consumo nas unidades de e&P7,9 / 8,5 / 9,7

absorção em uPgns

3,5 / 3,4 / 3,6

reinjeção10,6 / 11,9 / 12,0

Queima e perda6,0 / 9,4 / 6,6

Consumo em transporte e

armazenamento/ajustes

2,2 / 2,7 / 3,0

saída e&P31,2 / 24,7 / 30,9

oferta de gás nacional29,0 / 22,1 / 28,0

oferta de gás importado29,7 / 22,4 / 33,7

Consumo em transporte na importação

1,2 / 0,6 / 0,9




No âmbito da regulação federal, compete à ANP o estabelecimento das especificações para o gás natural e a

realização dos processos de chamada pública para contratação de capacidade de transporte, de licitação para a

outorga das atividades de exploração e produção, de transporte e de estocagem de GN, bem como a celebração,

mediante delegação do MME, dos contratos de concessão decorrentes. A fiscalização do acesso à capacidade

dos gasodutos também é atribuída à agência reguladora.

A tarifa máxima aplicável ao transporte de GN é fixada pela agência reguladora no processo de chamada

pública para a contratação da capacidade de transporte em gasoduto.

regime regulatório

atividade regime regulatório norma legal

Exploração, Desenvolvimento e Produção1. Concessão;

2. Partilha de produção.

1. Lei nº 9.478/1997 (Lei do Petróleo);

2. Lei nº 12.351/2010 (Lei da Partilha de Produção)

Transporte em gasodutos de interesse geral Concessão Lei nº 11.909/2009 (Lei do Gás)

Transporte em gasodutos que envolvam acordos internacionais

Autorização Lei nº 11.909/2009

Processamento/Tratamento Autorização Lei nº 11.909/2009

Importação/Exportação Autorização Lei nº 11.909/2009

Os Estados, nos termos da Constituição Federal do Brasil, art. 25, § 2º, podem explorar a distribuição de gás

canalizado diretamente ou mediante concessão.

A ilustração a seguir resume as atividades integrantes da indústria do gás natural:

a atuação do tribunal de Contas da união (tCu)

As concessões para exploração e produção de gás natural são fiscalizadas pelo TCU.

De acordo com a Lei do Gás, as atividades de transporte em gasodutos de interesse geral e de estocagem de

GN são exercidas em regime de concessão. A mesma lei diz que as licitações para a construção ou ampliação

de gasodutos deverão ser precedidas de chamada pública para contratação de capacidade, com o objetivo de

identificar os potenciais carregadores – agentes que, autorizados pela ANP, utilizam o serviço de movimentação

de GN nos gasodutos de transporte - e dimensionar a demanda efetiva, bem como divulgar a tarifa máxima e

o período de exclusividade específico. Todas as etapas dos processos de concessão dessas atividades estão

sujeitas ao controle do TCU.

mo

nop

ólio

d

os

est

ado

sm

ono

pó

liod

a u

nião

exploração/Produção

Processamento

transporte/armazenamento

distribuição de gás canalizado

Consumidor Final

importação reg

ulação

Federal - a

nP

reg

ulação

estad

ual

Ponto de entrega


Pré-sal e regime de Partilha de Produção

As descobertas de grandes quantidades de petróleo na área denominada Pré-sal abriram perspectivas de elevar

o Brasil à condição de grande produtor mundial.

A expressão Pré-sal tem origem na existência da camada geológica sob a qual foram encontradas considerá-

veis acumulações de petróleo e gás natural, que se encontra abaixo de uma espessa camada de sal, com média

de 2 km de espessura, sob o Oceano Atlântico, a uma distância de 100 a 300 km do litoral dos Estados do Espírito

Santo, Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa Catarina.

Em termos legais, o Pré-sal é uma área geográfica de 149.000 km² definida pela Lei da Partilha - Lei nº 12.351/2010.

Dessa área, 28% encontra-se outorgada sob o regime de concessão, sendo que muitos campos já se encontram

em produção, conforme figura abaixo:

MG

ES

SP

PR

SC

RJ

Parque das Baleias

Poços Perfurados

Reservatórios Pré-sal

Campos de Produção

Blocos de ExploraçãoIara

Lula

Área total da província: 149.000 km²Área total concedida: 41.772 km² (28,03%)Área não concedida: 107.228 km² (71,97%)Área concedida c/ participação da Petrobrás: 35.739 km² (24%)

Modelo Regulatório

A justificativa para a adoção do regime de partilha para o Pré-sal está relacionada ao fato de que nessa área são

estimados riscos exploratórios extremamente baixos e grandes rentabilidades, o que determina a necessidade de

marco regulatório coerente com a preservação do interesse nacional, mediante maior participação nos resultados

e maior controle da riqueza potencial pela União.

A partilha de produção é entendida como o regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de

outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apro-

priação do custo em óleo (cost oil), do volume da produção correspondente aos royalties devidos, bem como da

parcela do excedente em óleo (profit oil), na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato. Assim, o

Estado remunera os custos de produção e divide com o contratado o excedente em óleo.

Na licitação, a proposta vencedora é a que oferece o maior excedente em óleo para a União (profit oil), sempre

tendo em vista o percentual mínimo definido previamente pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

São devidos ainda pelo contratado o pagamento de bônus de assinatura – fixado no edital de licitação – e royalties.

A empresa estatal Petróleo Brasileiro S.A (Petrobras) será a operadora única de todos os blocos contratados

sob o regime de partilha. O CNPE definirá se os blocos serão outorgados diretamente à estatal ou serão objeto de




leilão, caso em que é assegurada à Petrobras participação mínima de 30% nos consórcios a serem constituídos

com o vencedor da licitação e com a Pré-sal Petróleo S.A (PPSA).

A PPSA é uma empresa pública criada para gerenciar e fiscalizar os contratos de partilha, representando a

União nos consórcios e comitês operacionais, além de gerir os contratos de comercialização de petróleo e gás

natural pertencentes à União em virtude da partilha.

A ANP promove as licitações - quando aplicáveis - e regula as atividades derivadas dos contratos de partilha.

Cabe salientar que o regime de partilha de produção será utilizado não somente para os contratos celebrados para

a exploração e a produção de petróleo em áreas do Pré-sal, conforme delimitado na Lei nº 12.351/2010, mas também

em áreas estratégicas, isto é, regiões de interesse para o desenvolvimento nacional, caracterizada pelo baixo risco

exploratório e elevado potencial de produção.

A atuação do Tribunal de Contas da União

O Tribunal de Contas da União (TCU) acompanhou e participou das discussões sobre o marco regulatório do

Pré-sal, tendo sido convocado para discutir o assunto em audiências públicas no Congresso Nacional. Além disso,

o Tribunal também acompanha os atos de implementação deste regime de exploração de petróleo.

Considerando a fiscalização que o TCU exerce sobre todas as licitações no regime de concessão, o Tribunal

também acompanha todos os processos licitatórios de outorga no modelo de partilha, fiscaliza a gestão dos órgãos

envolvidos e avalia o desempenho do regulador.

No que diz respeito à execução dos contratos, uma das características do modelo de partilha é a restituição do

custo de exploração e produção ao operador na forma de óleo (cost oil). A apuração desses custos e o momento de

sua restituição, pontos críticos do modelo, constituem-se em importantes focos de atuação do TCU.


Setor de petróleo

O Tribunal de Contas da União (TCU) tem a

competência de avaliar a gestão e, por meio de

auditorias operacionais, o desempenho do regulador e

dos demais órgãos e entidades que integram o setor

de petróleo, bem como fiscalizar o cumprimento das

normas legais aplicáveis.

O Tribunal fiscaliza todas as licitações para a outorga de

blocos exploratórios de petróleo e gás natural, realizadas

periodicamente pela Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis (ANP). Em atenção à Instrução

Normativa TCU nº 27/1998, acompanha desde a adequação

dos estudos de viabilidade econômico-financeira, que

fixam os bônus de assinatura, até a conformidade da

execução contratual, que deve ser fiscalizada pela agência

reguladora setorial. O TCU também acompanha todos os

procedimentos relacionados à concessão das atividades

de transporte e estocagem de gás natural.

No regime de partilha, além do acompanhamento

das licitações e da fiscalização da execução contratual,

o TCU avalia o desempenho e a gestão da Pré-Sal

Petróleo S.A. e dos demais órgãos envolvidos.

O setor de petróleo

A indústria do Petróleo compreende o conjunto de

atividades econômicas relacionadas com a Exploração,

Desenvolvimento, Produção, Refino, Transporte,

Distribuição, Revenda, Importação e Exportação de

petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e

seus derivados.

A Exploração, o Desenvolvimento e a Produção

são as atividades de upstream e podem ser exercidas

mediante contratos de concessão ou contratos de

partilha de produção.

O Refino, o Transporte, a Distribuição e a Revenda

compõem o segmento downstream do setor e, assim

como as atividades de Exportação e de Importação,

dependem de autorização da ANP para serem exercidas.

Diferentemente do transporte de petróleo, os serviços

de transporte de gás natural em gasodutos de interesse

geral, a partir de 2009, por força da Lei do Gás (Lei nº

11.909/2009), sujeitam-se ao regime de concessão.

Reservas brasileiras de petróleo

As reservas provadas mundiais de petróleo, isto é,

aquelas viáveis para exploração, atingiram a marca de

1,38 trilhão de barris no ano de 2010, sendo que as

brasileiras saltaram de 7,4 bilhões de barris no início

de 1998 para 14,25 bilhões de barris em fins de 2010,

o que situou o País na 15ª posição no ranking mundial

de reservas.

EvOluçãO das REsERvas bRasilEiRas pROvadas dE pEtRólEO (1998-2010) - bilhõEs dE baRRis

0

2

4

6

8

10

12

14

200019991998 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Fonte: ANP




A produção brasileira de petróleo cresceu 5,3%

em 2010 e atingiu 2,14 milhões de barris/dia. Com

o acréscimo no volume de óleo produzido, o Brasil

alcançou a 13ª posição entre os maiores produtores

mundiais de petróleo. Nesse mesmo ano, o Brasil

consumiu 2,6 milhão de barris/dia de petróleo - 2,9%

do total mundial e ocupou a 7ª posição entre os

consumidores de petróleo.

Em 2008, a empresa estatal Petróleo Brasileiro S.A

(Petrobras) anunciou a descoberta de jazidas de petróleo

relevantes localizadas ao longo da costa brasileira, mais

especificamente entre os estados de Santa Catarina e

Espírito Santo, região que ficou conhecida como Pré-

Sal, ou seja, a área em que se acham reservatórios

calcários de petróleo e gás natural selados por uma

camada de sal com espessura de até 2.500 m.

Devido as descobertas do Pré-Sal, a produção

brasileira de petróleo poderá atingir 6 milhões de barris/

dia em 2020, triplicando a produção registrada em 2010.

Nesse cenário, além de grande produtor mundial, o

Brasil também se tornará grande player internacional de

petróleo, pois prevê-se que cerca de 50% da produção

doméstica será destinada ao mercado externo.

Marco legal e instituições

A Petrobrás atuou sob o regime de monopólio

nas atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de

petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos

até 1995, ano em que o Congresso Nacional aprovou a

Emenda Constitucional nº 9. O novo marco constitucional

flexibilizou o monopólio ao permitir a participação de

agentes privados nas atividades de Exploração, Produção,

Refino, Importação, Exportação e Transporte de petróleo e

seus derivados.

Assim, o Estado, operador e proprietário de ativos

no setor produtivo, cedeu lugar ao Estado regulador,

responsável por assegurar as condições necessárias

para que os agentes privados e/ou públicos buscassem

eficiência, progresso e qualidade de serviço. Além disso,

assumiu a função de proteger os consumidores contra

abusos de poder de mercado dos agentes econômicos.

A Lei nº 9.478/1997, conhecida como Lei do Petróleo,

dispôs sobre a política energética nacional e criou o

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e a Agência

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O CNPE é um órgão consultivo, vinculado diretamente

à Presidência da República, e possui a atribuição,

dentre outras, de propor políticas energéticas nacionais

e medidas específicas para o setor. Cabe ao Conselho

definir os blocos exploratórios que serão objeto de

concessão ou partilha de produção.

O Ministério de Minas e Energia (MME) é o órgão da

administração direta responsável pela elaboração de

políticas setoriais.

A ANP tem por finalidade regular e fiscalizar as

atividades econômicas integrantes da indústria do

petróleo e implementar as políticas públicas para o

setor, tendo como foco a garantia do suprimento e a

defesa dos interesses dos consumidores quanto a

preço, qualidade e oferta de produtos.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada

ao MME, presta serviços na área de estudos e

pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do

setor energético brasileiro.

Em razão das descobertas do Pré-Sal e da adoção do

regime de partilha de produção - Lei nº 12.351/2010 -,

a Lei nº 12.304/2010 autorizou a criação da Pré-Sal

Petróleo S.A (PPSA), que administra, gerencia e fiscaliza

os contratos de partilha.

Outorga de blocos de petróleo e gás natural

Desde a promulgação da Lei do Petróleo, em 1997, os

blocos exploratórios eram outorgados unicamente sob

o regime de concessão. Em 2010, a partir da instituição

do marco regulatório do Pré–Sal, adotou-se o regime de

partilha de produção para as áreas do Pré-Sal e para as

áreas definidas como estratégicas. Assim, atualmente

no Brasil, os dois regimes regulatórios são aplicados na

outorga de blocos para Exploração, Desenvolvimento e

Produção (E&P) de petróleo e de gás natural.

O contrato de partilha prevê que o contratado,

em caso de descoberta comercial, adquire o direito à

apropriação do custo em óleo, do volume da produção

correspondente aos royalties devidos, bem como da

parcela do excedente em óleo, na proporção, condições

e prazos estabelecidos em contrato. No contrato de

concessão, a propriedade do óleo e do gás extraídos

são da própria concessionária e ao concedente é

devido o pagamento de rendas sob a denominação de

participações governamentais.

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