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Área promissora dá mais atratividade ao leilão de petróleo do 2º semestre

Fator adicional de atratividade é a oferta de blocos numa área na camada pré-sal além dos limites da Zona Econômica Exclusiva a 200 milhas náuticas da costa brasileira

Rio, 01/02/2020 – As atenções do mercado petrolífero se voltam para o próximo leilão no modelo de concessão a 17ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), prevista para o segundo semestre, com a possibilidade de adiamento para 2021 dos leilões sob o regime de partilha e do excedente da cessão onerosa das áreas de Sépia e Atapu,. O tradicional leilão pode ter um fator adicional de atratividade: a oferta de blocos em uma promissora área na camada pré-sal situada além dos limites da Zona Econômica Exclusiva (ZEE), de 200 milhas náuticas (equivalente a 370km)   da costa brasileira.

“A ideia de inclusão dos blocos além da ZEE surgiu por três motivos: a ocupação dos nossos espaços econômicos, usando o princípio do ‘utis possidetis’ [princípio que estabelece o direito de um país a um território], o aumento da atratividade da 17ª rodada e a aceleração da exploração dos recursos ali contidos”, disse o diretor-geral da ANP, Décio Oddone., segundo o Valor Econômico

Devido ao potencial de recursos indicado em estudos preliminares feitos por terceiros, o governo tem anunciado a área como o “espelho do pré-sal”. Um ponto positivo é que, por não estar incluída no “polígono do pré-sal” – região definida por lei e onde só podem ser ofertados blocos sob o regime de partilha -, a área pode ser licitada sob o modelo de concessão, mais atrativo para o mercado.

O desenvolvimento da região, porém, envolve adaptações na regulação, para incorporar definições da Organização das Nações Unidas (ONU), além de demandar uma logística desafiadora, por sua distância da costa.

Diretor-geral da ANP, Décio Oddone (Tomaz Silva/Agência Brasil)

Interpretação da ZAG Consultoria, do geólogo e ex-consultor sênior da Petrobras Pedro Zalán, com base em levantamento sísmico elaborado pela multinacional TGS em uma área na altura da Bacia de Santos além das 200 milhas náuticas indicou potencial de recursos contingentes de 20 bilhões a 30 bilhões de barris de petróleo “in situ” (total de óleo ainda não certificado, contido em reservatório e não necessariamente recuperável).

O caso envolve conceitos geológicos e jurídicos. A plataforma continental é um termo jurídico que engloba o espaço no mar que o país tem direito e exclusividade no exercício de atividade econômica, de 200 milhas náuticas. Esta é a ZEE. Já a margem continental é um conceito geológico. Em alguns casos, ela ultrapassa as 200 milhas.

Nessas situações, o país pode pleitear junto à ONU o direito de explorar essa área, mediante o pagamento de uma contribuição à Autoridade Internacional dos Fundos Marinhos (ISBA, na sigla em inglês). A contribuição, de 7%, é uma espécie de royalty cobrado em cima da produção petrolífera. Em 2019 a ONU aprovou o pedido brasileiro para explorar a área.

Desde então, o governo brasileiro analisa formas de ofertar blocos na região. No início deste ano, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) formou um grupo de trabalho para estudar a viabilidade de inclusão dessas áreas na 17ª rodada. A equipe tem até 10 de março para apresentar relatório.

Na prática, o objetivo do grupo é discutir eventuais entraves políticos, legais e jurídicos para licitar blocos além da ZEE. Entre as incertezas levantadas está a necessidade de publicar decreto presidencial ou algum outro dispositivo que regulamente a plataforma continental. Além disso, é necessária a regulamentação relativa ao pagamento da contribuição à ISBA.

Hoje não está claro se o pagamento da contribuição deve ser feito pelo país solicitante ou se pode ser efetuado pelo operador do bloco exploratório de óleo e gás.

No caso de o pagamento ser feito pelo operador, também será preciso definir se é necessária lei específica ou se basta incluir a obrigação no edital do leilão. Os pagamentos de bônus de assinatura, royalties e participações especiais, relativos aos leilões convencionais, estão previstos na lei 9.478/1997 – a Lei do Petróleo.

Segundo Rafael Feldmann, sócio do Themudo Lessa Advogados, os editais e instrumentos jurídicos relacionados ao tema vão precisar, pela primeira vez, contemplar e prever o pagamento da contribuição à ISBA. Ele acredita que esses pontos podem ser resolvidos, sob o ponto de vista jurídico. O maior desafio, em sua opinião, pode ser a viabilidade econômicofinanceira dos projetos, considerando a distância da costa brasileira e o pagamento da contribuição.

Na mesma linha, o professor da Escola de Química da UFRJ e especialista em planejamento energético Luís Eduardo Duque Dutra destaca que, além da questão jurídica internacional, três pontos são importantes: o risco geológico, o custo logístico e o investimento na exploração e produção da área.

Pelas contas do especialista, devido aos riscos e custos envolvidos, inclusive o pagamento da contribuição à ISBA, a área só é viável economicamente a partir de um volume de 2 bilhões de barris de petróleo e a um preço do barril superior a US$ 50. Considerando a necessidade de escala, o negócio, pontuou o professor, é acessível apenas para grandes companhias petrolíferas. “Estamos falando da última fronteira petrolífera”, disse ele.

Internamente, o governo discute qual o melhor momento para licitar blocos na área. Devido aos frustrantes resultados recentes nos leilões de partilha e ao fato de as principais petroleiras internacionais já estarem com uma carteira exploratória robusta no Brasil, uma possibilidade seria leiloar as áreas a partir de 2021. Por outro lado, considerando o processo de transição energética em curso, é preciso acelerar a oferta e o desenvolvimento dessas áreas.

Devido a sua complexidade, o tema tem demandado atenção especial de várias esferas do governo, como os ministérios de Minas e Energia, de Relações Exteriores e da Economia, a Marinha e ANP.

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