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#rodada15 Decisão do TCU coloca fim do polígono do pré-sal em pauta

Prévia da 1ª Reunião Extraordinária da Comissão Nacional de Política Energética – CNPE. Foto: Saulo Cruz/MME

A decisão do TCU de tirar os blocos exploratórios S-M-534 e S-M-645, na Bacia de Santos, da 15a rodada de licitações da ANP, que acontecerá nesta quinta-feira (29/3) no Rio de Janeiro, abre a necessidade de se discutir a importância do fim do polígono do pré-sal. A avaliação é do secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Márcio Felix, que falou à E&P Brasil depois do Plenário do TCU decidir pela retirada das áreas da concorrência.

“Agora vamos sentar com o TCU para discutir a melhor forma de ofertar essas áreas para o mercado. No fundo, a causa de tudo isso é a existência do polígono do pré-sal. A sociedade precisa discutir isso. Eu serei um patrocinador dessa discussão”, comentou Félix.

O TCU entendeu que é mais vantajoso para a União licitar os blocos S-M-534 e S-M-645 e o bloco de Saturno, que está previsto para ser licitado no 4o leilão do pré-sal, juntos. Assim, na avaliação do TCU as áreas precisarão de passar por unitização e agregadas têm mais valor.

A decisão do TCU foi referendada nesta quinta-feira, as vésperas do leilão da ANP. As áreas foram aprovadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em novembro do passado.

E o que é o polígono do pré-sal?

O polígono do pré-sal foi instituído pela Lei 12.351/10, editada no governo Lula. Pela legislação, todas as áreas dentro do polígono só podem ser licitadas no regime de partilha da produção. O entendimento no mercado e no governo é que algumas áreas com volume menor de petróleo podem não ser economicamente atrativas dentro do modelo de partilha e acabar encalhando, como aconteceu com os blocos Sudoeste de Tartaruga Verde e Pau Brasil, nos 2o e 3o leilões do pré-sal, realizados em outubro do ano passado.

Como funciona a partilha de produção no Brasil 

Na partilha da produção, a União e as petroleiras dividem o petróleo e o gás natural extraídos. Do total de óleo produzido pela empresa contratada, ela desconta os custos da exploração, do desenvolvimento de um campo e da extração (custo em óleo). O volume de petróleo e/ou gás restante, depois do descontados os investimentos, é o excedente em óleo. Esse excedente é dividido entre União e a petroleira, que também paga royalties relativos à sua parcela da produção. Para representar a União nos consórcios para exploração e produção no pré-sal foi criada a estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA).

No regime de partilha e apenas nele, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decide se licitações (em rodadas de partilha) serão realizadas ou se será contratada diretamente a Petrobras. Na partilha, mesmo no caso de licitações, o CNPE oferece primeiramente à Petrobras a preferência de ser operadora dos blocos a serem contratados. Nos leilões de amanhã, a estatal exerceu o direito de preferência nas áreas de Entorno de Sapinhoá, Peroba e Alto de Cabo Frio Central.

Caso a Petrobras manifeste interesse em atuar na condição de operadora, o CNPE propõe à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%.




Editor-Chefe da Agência E&P Brasil

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