As recentes notícias publicadas na mídia se mostraram alvissareiras no sentido de que o desenvolvimento do setor de exploração e produção de petróleo está no caminho da retomada, após um expressivo período sem novos leilões (desde 2019) isto é, há quase três anos. Desta feita, o Governo sinaliza a realização do segundo leilão dos Campos de Atapu e Sépia, na modalidade de contrato de partilha da produção, áreas esses excedentes da cessão onerosa do pré-sal, localizadas na Bacia de Santos, com previsão de ocorrer em meados de dezembro do corrente ano. Importante lembrar que no leilão ocorrido em novembro de 2019, as citadas áreas foram oferecidas e não obtiveram nenhuma oferta. Agora, objetivando garantir a atração de investidores, o Governo reduziu o pagamento de R% 26,23% bilhões para R& 22,8 bilhões para o Campo de Sépia e de R% 27,88 bilhões para R% 13,7 bilhões para o Campo de Atapu. O mesmo ocorrerá com as alíquotas do bônus de assinatura, dos Campos de Atapu e Sépia, que passarão a ser, respectivamente de R% 4 bilhões e R% 7,7 bilhões. A previsão de manutenção dessas alíquotas, conforme divulgado pelo Ministério de Minas e Energia e aprovado pelo Conselho Nacional de Política Enérgica – CNPE, gera uma expectativa de arrecadação de R$ 11,1 bilhões, que serão transferidos na forma da lei para os estados e municípios. No entanto, cumpre registrar que no leilão de 2019, embora houvesse 14 empresas habilitadas, somente a Petrobras, em consórcio com outras empresas, ofereceu proposta para dois dos quatro campos destacados. Portanto, em que pese o otimismo do Governo, outras externalidades poderão impactar o resultado do leilão a ser realizado em dezembro. Em primeiro lugar, nota-se que as características das áreas oferecidas têm como alvo empresas nacionais e estrangeiras de grande porte, senão as maiores do mundo, considerando os altos custos para habilitação e credenciamento no leilão como também para as atividades de desenvolvimento nos campos, não acessíveis a empresas de médio porte. Por outro lado, para o leilão deste ano, a Petrobras já deixou claro que pretende exercer seu direito de preferência e, portanto, a tendência é que as ofertas serão apresentadas em consórcio com outras empresas, nada impedindo, no entanto, que dependendo do portfólio da estatal, essa venha a prosseguir em produção solo. É bem verdade que o cenário político-econômico do País não é estimulante para a entrada de novos investidores em razão, principalmente, da pandemia que assola o País, senão o mundo todo. De fato, há praticamente 1 ano e meio, a pandemia vem impactando as atividades econômicas, gerando insegurança regulatória e jurídica, aumentando o desemprego e, até mesmo afetando a produção de bens e serviços essenciais para o desenvolvimento das atividades de exploração e produção.

Diante disso, vale refletir o futuro do setor de petróleo no Brasil. Para tanto, voltamos ao ano de 1998, sob a regência de um arcabouço jurídico moderno e que atendia plenamente aos investidores, mediante a outorga ao vencedor da licitação de um contrato de concessão com base na oferta de um portfólio de áreas com diferentes características, offshore e onshore, em águas profundas ou rasas... A Primeira Rodada de Licitações foi precedida de Road Shows realizados em diferentes países, que tinham por objetivo divulgar a flexibilização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil, até então exercidas em regime de monopólio pela Petrobras. A partir da Primeira Rodada de Licitação e nas 15 rodadas seguintes, o Brasil atraiu investidores de grande, médio e pequeno porte, oriundos de mais de 15 países, que não somente se habilitavam nas licitações como também compareciam nos seminários técnicos e jurídicos realizados pela Agência Reguladora, para discutir e aperfeiçoar o modelo de contrato de concessão, bem como conhecer os aspectos técnicos das áreas oferecidas e suas projeções. Tanto o modelo do contrato de concessão como o formato das rodadas e seus resultados foram aplaudidos por agentes da indústria do petróleo, servindo de modelo para outros Países que abriam suas fronteiras para novos investidores, tendo em vista sua transparência e seu amplo debate com a indústria.

A partir do ano de 2010, houve sensível alteração no arcabouço jurídico do setor de petróleo com a introdução do modelo de contrato de partilha de produção e a criação da cessão onerosa, dentre outras medidas que mudaram consideravelmente o cenário da indústria e afastaram o ingresso de novos agentes. Em números ocorreram 15 rodadas de licitações com áreas oferecidas mediante concessão, 6 rodadas sob regime de partilha da produção, 4 rodadas de acumulações marginais e 1 rodada de excedentes de cessão onerosa, além de 2 ciclos de ofertas permanentes. Tudo isso, em 23 anos após a 1ª Rodada.

De 2010 até o presente, em razão de fatores político-econômicos e a ausência de ofertas, a indústria do petróleo vem sofrendo um processo de estagnação, com exceção das áreas do pré-sal, inalcançáveis para empresas de pequeno e médio porte, Essa estagnação se reflete na a partir da fuga dos investidores, seja pela simples devolução de áreas, ou disponibilização de seus ativos para venda. Ademais, temos o andamento da 12ª Rodada (suspensa por ordem judicial), a incerta realização da 17ª Rodada de Licitações, supostamente em regime de concessão, e a realização da 2ªRodada de Partilha de Licitações, sobre a qual falamos e que, no nosso entendimento, tem seu resultado previsto.

Enquanto nossa indústria segue em passos lentos e quase inexistentes, assistimos à evolução do desenvolvimento de energias renováveis em todo o mundo, que aos poucos, estão ganhando força, não somente por serem mais accessíveis, mas também muito mais favoráveis ao meio ambiente. É claro que propagada transição energética não ocorrerá de um dia para o outro em razão dos elevados custos associados à geração de energia a partir de fontes renováveis. Trata-se, sem dúvida, de um projeto de médio e longo prazo, principalmente para países em que a distribuição de energia não alcança grande parte da população. E é nesse contexto de transição que a questão do aproveitamento racional e com eficiência dos recursos petrolíferos torna-se essencial para a sociedade. Para muitos, quanto mais tempo demoramos para explorar e produzir os recursos petrolíferos, mais depreciados estes poderão estar em virtude de restrições econômicas e sociais impostas pela sociedade por razões de ordem ambiental.

Particularmente no Brasil, a transição energética poderá em algum momento afetar no futuro a monetização de nossos recursos petrolíferos. Isso requer a adoção de uma política de Estado, e não somente de Governo, para que as atividades de exploração e de produção de petróleo e gás natural sejam permanentemente estimuladas, com o ingresso de novos recursos para o setor. Essa política poderá beneficiar a todos, inclusive a própria Petrobras em seu programa de desinvestimento.

Para tanto, é importante que se crie um consenso para a mudança no arcabouço jurídico da indústria, conforme Projeto de Lei, já divulgado pelo Congresso Nacional, que estimule a retomada das rodadas com oferecimento de áreas que cabem no bolso de pequenos e médios investidores. Somente assim poderemos vislumbrar o retorno de investidores de todo mundo e quem sabe evitar que o nosso petróleo continue adormecido em berço esplêndido.

Sobre a autora: Sonia Agel é advogada e sócia fundadora do escritório Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel. Atuou por mais de 25 anos no setor público, na qualidade de Procuradora Federal, acumulando experiência relevante em regulação e no contencioso judicial e administrativo em diferentes órgãos da Administração Pública Federal. Foi Procuradora Geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de 1998 a 2002, onde desempenhou papel de relevância na criação e desenvolvimento do marco regulatório do setor do petróleo e de gás natural. Teve importante atuação na estruturação das primeiras rodadas de licitação de blocos exploratórios no Brasil e nos Road Shows realizados nos cinco continentes.