Análise do conteúdo local no Brasil e os resultados das fiscalizações realizadas pela ANP

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

GUILHERME ANTUNES MACIEL DA SILVA

ANÁLISE DO CONTEÚDO LOCAL NO BRASIL E OS RESULTADOS DAS FISCALIZAÇÕES REALIZADAS PELA ANP

Niterói, RJ 2016

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Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado ao Curso de Engenharia de

Petróleo da Universidade Federal

Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Orientador:

Prof. D.Sc. Albino Lopes D’Almeida

Niterói, RJ 2016

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Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado ao Curso de Engenharia de

Petróleo da Universidade Federal

Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Aprovado em 05 de julho de 2016.

BANCA EXAMINADORA

_______________________________________ Prof. D. Sc. Albino Lopes D’Almeida - UFF

Orientador

_______________________________________ Prof. D. Sc. João Crisósthomo de Queiroz Neto - UFF

_______________________________________ Eng. M.Sc. João Pizysieznig Filho – ANP

Niterói, RJ 2016

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AGRADECIMENTOS

À minha família, principalmente minha mãe Mª Cecília Egrejas Antunes Maciel, pelo seu zelo e carinho nos momentos de dificuldade enfrentados ao longo da graduação, e meu pai Marco Pacceli de Almeida Silva, pelo seu esforço em proporcionar-me as melhores condições para minha formação acadêmica.

À UFF, instituição de notável excelência, pelo acolhimento. Aos professores, por todo conhecimento transmitido e experiências compartilhadas, especialmente os professores Albino Lopes D’Almeida, Geraldo Ferreira e Fernando Cunha Peixoto.

À turma de 2010, especialmente aos amigos Lucas Sene Palla, Marcos de Frias Raposo, Bruno Bordoni, Rômulo Ferraz, Jorge Alberto Junqueira, Ricardo Vasconcellos Soares, os quais tive o privilégio de dividir muitas experiências durante a faculdade que carregarei comigo por toda vida.

Aos meus colegas da Superintendência de Participações Governamentais (SPG) da ANP, pela oportunidade e confiança, especialmente João Pizysieznig Filho, recrutador de estágio e primeiro orientador, responsável pelos meus “primeiros passos” na agência em 2013.

Por último, não menos importante, à minha namorada Bruna Teixeira Gama e Silva, pela sua cumplicidade e parcela de contribuição para a realização deste trabalho.

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"Que os vossos esforços desafiem as impossibilidades, lembrai-vos de que as

grandes coisas do homem foram

conquistadas do que parecia impossível." Charles Chaplin

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RESUMO

O conteúdo local (CL), política praticada por diversos países, é uma exigência presente em todos os contratos de exploração e produção de petróleo (E&P) existentes no Brasil. Seu objetivo, através da obrigatoriedade de percentuais mínimos de investimentos de origem nacional, é o incentivo e fomento ao desenvolvimento da indústria do país. No Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) é responsável por determinar esses percentuais de CL e aferir o cumprimento por parte das companhias de petróleo. O presente trabalho objetiva o estudo de como se deu a evolução da exigência do conteúdo local no Brasil, nos três regimes regulatórios praticados, e analisar os resultados das fiscalizações realizadas pela ANP, até o fim do ano de 2015, para aferição do conteúdo local realizado pelos agentes regulados.

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ABSTRACT

The local content (CL) is a policy practiced by different countries and an exigency present in all contracts for oil exploration and production (E&P) existents in Brazil. The objective is the incentive and promotion of the development of the country’s industry, through the obligation of a minimum national investments percentage. In Brazil, the National Agency of Petroleum (ANP) is responsible for determining these percentages of CL and verifying the compliance by the oil companies. This paper aims to study how was the evolution of the local content requirement in Brazil, the three regulatory regimes practiced, and analyze the results of inspections conducted by the ANP, until the end of 2015, to measuring local content held by regulated agents.

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LISTA DE ABREVIAÇÕES

AIP Acordo de Individualização da Produção

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

CCL Coordenadoria de Conteúdo Local da ANP

CECL Comitê Estratégico de Conteúdo Local

CL Conteúdo Local

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

COCL Comitê Operacional de Conteúdo Local

E&P Exploração e Produção de Petróleo

EC Emenda Constitucional

EEE Espaço Econômico Europeu

EUA Estados Unidos da América

FPSO Floating Production Storage and Offloading

IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado

LFT Letras Financeiras do Tesouro

MDO Mão de Obra

MME Ministério de Minas e Energia

NOC National Oil Company

OC Oil Company

PCL Política de Conteúdo Local

PEM Programa Exploratório Mínimo

PEO Programa Exploratório Obrigatório

PPSA Pré-Sal Petróleo S.A.

PROMINP Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural

PSC Production Sharing Contract

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SCCL Sistema de Certificação de Conteúdo Local

SIGEP Sistema de Informações Gerenciais de Exploração e Produção

SPA Sistema Antecipado de Produção

SPL Superintendência de Promoção de Licitações

TLD Teste de Longa Duração

UEP Unidade Estacionária de Produção

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LISTA DE SIGLAS

CLb Conteúdo Local de Bens

CLs Conteúdo Local de Sistemas

ILs Conteúdo Local de Serviços

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LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 Exemplo 1 de preenchimento de planilha de CL de exploração para águas

profundas ... 59

Figura 2.2 Exemplo 2 de preenchimento de planilha de CL de exploração para águas profundas

... 60

Figura 3.1 Exemplo de cálculo de CLb (Torre de Processo) ... 63

Figura 3.2 Exemplo de cálculo de CLs com impostos já deduzidos ... . 64

Figura 3.3 Fluxograma simplificado da certificação de CL ... 67

Figura 3.4 Exemplo 1 de Extrato - Resultado da fiscalização de CL de um bloco marítimo da R5 ... 70

Figura 3.5 Exemplo 2 de Extrato - Resultado da fiscalização de CL de um bloco terrestre da R7 ... 71

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LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 2.1 Aplicação de multa pelo não cumprimento de CL a partir da Rodada 7 ... 35 Gráfico 2.2 Percentuais de CL médios ofertados nas Rodadas de Licitações sob Regime

de Concessão ... 58 Gráfico 3.1 Emissão de certificados de CL até o 2º trimestre de 2015 ... 67 Gráfico 3.2 Percentual de recolhimento em multas por operador ... 90

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - CL mínimo para as fases de exploração e desenvolvimento nas rodadas 5

e 6 ... 27

Tabela 2 - CL mínimo para equipamentos de Sistemas e Equipamentos de Libra ... 55

Tabela 3 - CL mínimo para subitens de Apoio Logístico de Libra ... 54

Tabela 4 - CL mínimo para subitens de Perfuração e Completação de Libra ... 54

Tabela 5 - CL mínimo para subitens de Perfuração e Completação no Contrato de Cessão Onerosa ... 48

Tabela 6 - CL mínimo para subitens de Sistemas Auxiliares de Libra ... 54

Tabela 7 - CL mínimo para subitens de Sistemas Auxiliares no Contrato de Cessão Onerosa ... 49

Tabela 8 - Código de área de atividades e descrição da área de atividades no setor de E&P ... 65

Tabela 9 - Declaração de Comercialidade do bloco 4 da Cessão Onerosa (Entorno de Iara)... 86

Tabela 10 - Declaração de Comercialidade dos blocos 1, 2, 3, 5 e 6 da Cessão Onerosa 86 Tabela 11 - Fiscalização de CL de blocos concedidos entre as Rodadas 5 e 6 ... 74

Tabela 12 - Fiscalização de CL de blocos concedidos nas Rodadas 7 e 9 ... 80

Tabela 13 - Fiscalização de CL de blocos das rodadas 1 e 4 ... 73

Tabela 14 - Lista de descumprimento do item “Interpretação e Processamento” em blocos marítimos da Rodada 6 ... 79

Tabela 15 - Lista de empresas credenciadas para as atividades de certificação de CL ... 66

Tabela 16 - Lista de operadoras dos blocos da Rodada 9 fiscalizados ... 84

Tabela 17 - Lista de operadoras dos blocos marítimos da Rodada 5 fiscalizados ... 76

Tabela 20 - Lista de operadoras dos blocos terrestres da Rodada 5 fiscalizados ... 74

Tabela 23 - Penalidade pelo não cumprimento de CL para blocos concedidos nas Rodadas 3 e 4 ... 25

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Tabela 24 - Penalidade pelo não cumprimento de CL para blocos concedidos nas

Rodadas 5 e 6 ... 30

Tabela 25 - Percentuais de CL mínimos e máximos globais a partir da Rodada 7 ... 34

Tabela 26 - Percentuais de CL mínimos para fase de exploração no contrato de Cessão Onerosa ... 47

Tabela 27 - Percentuais de Conteúdo Local mínimos obrigatórios para Fase de Exploração de Libra ... 52

Tabela 28 - Percentuais mínimos de CL Global para módulos da etapa de desenvolvimento de Libra ... 52

Tabela 29 - Percentuais mínimos de CL Global para módulos da etapa de desenvolvimento no contrato de Cessão Onerosa ... 47

Tabela 30 - Percentuais mínimos de CL para itens específicos em módulos da etapa de desenvolvimento no contrato de Cessão Onerosa ... 48

Tabela 31 - Percentuais mínimos de Conteúdo Local para itens específicos em módulos da etapa de desenvolvimento de Libra ... 53

Tabela 32 - Peso dos fatores de julgamento das ofertas ao longo das Rodadas de Licitações sob Regime de Concessão ... 57

Tabela 33 - Programa Exploratório Obrigatório das áreas objeto da Cessão Onerosa ... 46

Tabela 34 - Resultado da fiscalização de CL no bloco ES-T-486 concedido na Rodada 5 ... 75

Tabela 35 - Resultado da fiscalização de CL no bloco POT-T-352 concedido na Rodada 5... 75

Tabela 36 - Resultado da fiscalização de CL no bloco POT-T-699 concedido na Rodada 6 ... 78

Tabela 37 - Resultado da fiscalização de CL no bloco REC-T-168 concedido na Rodada 9 ... 84

Tabela 38 - Resultado da fiscalização de CL no bloco S-M-508 concedido na Rodada 7... 83

Tabela 39 - Resultado da fiscalização de CL no bloco S-M-557 concedido na Rodada 5 ... 77

Tabela 40 - Resultado da fiscalização de CL nos blocos POT-T-302 e POT-T-432 concedidos na Rodada 5 ... 76

Tabela 41 - Resultado da fiscalização de CL nos blocos SF-T-111 e SF-T-112 concedidos na Rodada 7 ... 82

Tabela 42 - Resumo das ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na Rodada 13 ... 44

Tabela 43 - Resumo de algumas ofertas vencedoras na Rodada 1 ... 24

Tabela 44 - Resumo de algumas ofertas vencedoras na Rodada 10 ... 41

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Tabela 46 - Resumo de algumas ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na

Rodada 2 ... 25

Tabela 47 - Resumo de algumas ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na Rodada 3 ... 26

Tabela 54 - Resumo de algumas ofertas, para blocos terrestres, vencedoras na Rodada 2 ... 25

Tabela 63 - Resumo do resultado da Primeira Rodada sob o Regime de Partilha de Produção ... 51

Tabela 64 - Resumo Geral das Rodadas de Licitações sob Regime de Concessão ... 57

Tabela 65 - Total recolhido em multas por operador ... 90

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SUMÁRIO

1. Introdução ... 17

1.1. Objetivos e Motivação ... 18

1.2. Estruturação do Trabalho ... 19

2. A Política de Conteúdo Local ... 19

2.1. O Regime de Concessão e a exigência de Conteúdo Local ... 19

2.1.1. Rodada Zero (1998) ... 22

2.1.2. Rodadas 1 a 4 (1999-2002) ... 22

2.1.3. Rodadas 5 e 6 (2003-2004) ... 27

2.1.4. Rodadas 7 a 13 (2005-2015) ... 34

2.2. O Contrato de Cessão Onerosa e a exigência de Conteúdo Local ... 44

2.3. O Regime de Partilha de Produção e a exigência de Conteúdo Local ... 49

2.4. Considerações Parciais ... 55

3. A Fiscalização de Conteúdo Local da ANP ... 61

3.1. Fiscalizações de Conteúdo Local nos Contratos de Concessão ... 69

3.1.1. Fiscalizações em blocos concedidos entre as Rodadas 1 e 4 ... 73

3.1.2. Fiscalizações em blocos concedidos nas Rodadas 5 e 6 ... 75

3.1.3. Fiscalizações em blocos concedidos a partir da Rodada 7 ... 80

3.2. Fiscalização de Conteúdo Local no Contrato de Cessão Onerosa ... 84

3.3. Fiscalização de Conteúdo Local no Contrato de Partilha ... 87

3.4. Considerações Parciais ... 88

4. Considerações Finais e Conclusão ... 91

5. Referências ... 93

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1. Introdução

No Brasil, a apropriação nacional das atividades de petróleo e gás começou com a fundação da Petróleo Brasileiro S. A. (Petrobras) na década de 1950. Todos os segmentos de atividades de exploração e produção (E&P), refino e produção de derivados de petróleo no país foram exercidos, entre 1953 e 1997, pela estatal através de monopólio concedido pelo artigo 177 da Constituição Federal. Neste período, outras empresas atuavam no setor petrolífero brasileiro, apenas como prestadoras de serviços ou fornecedoras de materiais, mantendo acordos comerciais com a Petrobras sobre as atividades do setor.

A abertura do mercado petrolífero ao investimento não estatal se iniciou com a promulgação da Emenda Constitucional (EC) nº 9, de 1995, que acabou com o monopólio de E&P de petróleo da Petrobras, e se aprofundou com a Lei nº 9.478/1997 (Lei do Petróleo), que regulamentou o setor e criou a atual Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e instituiu o Modelo de Concessões.

A partir destes marcos se intensificou o fluxo de investimentos para a atividade petroleira advindos de empresas internacionais e de novas empresas constituídas no Brasil, assim como da própria Petrobras.

A promoção das Rodadas de Licitações para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural é uma das principais atribuições da ANP, de acordo com a Lei nº 9.478/1997. A Agência já realizou treze rodadas, pelo regime de concessão, que contribuíram para o crescimento da indústria do setor e para o desenvolvimento do País.

Visando incentivar o desenvolvimento da cadeia produtiva do petróleo no Brasil e majorar os impactos positivos da produção de hidrocarbonetos na cadeia de suprimentos, o governo estabeleceu que, como parte do processo de competição por uma concessão de bloco exploratório, as empresas deveriam ofertar determinado percentual de compromisso de aquisição de bens e serviços nacionais, o conteúdo local (CL). De modo similar, diversos países adotam políticas públicas de CL de forma a nutrir suas indústrias locais de bens intermediários, obrigando empresas de determinado setor a comprar ao menos parte de seus insumos na economia nacional onde se instalaram (Veloso, 2006).

No caso do setor petrolífero, não se trata de comprar bens intermediários, mas sim equipamentos, sistemas, mão de obra, serviços e outros insumos necessários à E&P de hidrocarbonetos. Neste setor, vários países utilizam ou utilizaram políticas públicas de CL para desenvolver a economia com base nos produtos e serviços intermediários, existindo ainda países que optaram explicitamente por não adotar políticas desta natureza (Klueh, Pastor e Segura, 2009), havendo experiências internacionais mais bem-sucedidas que outras.

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1.1. Objetivos e Motivação

O Brasil é uma das principais fronteiras petrolíferas do mundo, o país tornou-se autossuficiente em termos de volume de petróleo bruto em abril de 2006, apesar de ainda depender do petróleo importado para obter uma mistura de maior qualidade para os processos de refino de petróleo.

Apesar de sua autossuficiência em termos de volume, a política brasileira de petróleo manteve a diretriz de buscar aumentar as descobertas de petróleo por meio de licitações até as descobertas dos campos do pré-sal em 2007.

Devido a esta nova fronteira exploratória do pré-sal, região de rocha calcária localizada abaixo da camada de sal, a uma profundidade de 5 a 7 mil metros no nível do mar (Tolmasquim e Pinto Júnior, 2011), o governo brasileiro sancionou a Lei 12.351, de 22 de dezembro de 2010, que estabelece o regime de partilha de produção como o novo regime fiscal para a exploração e a produção de petróleo, de gás natural em áreas do pré-sal e em outras áreas estratégicas.

Com o advento desta nova lei, as rodadas de licitações públicas passaram a ser realizadas com base nos regimes de concessão e de partilha de produção, dependendo da área ofertada (Braga e Campos, 2012).

Ainda em 2010, o Brasil sancionou a Lei 12.276 que autorizava a União a ceder onerosamente, à Petrobras, ás áreas localizadas no polígono do pré-sal que ainda não tinham sido concedidas. O Brasil apresentava então três novos regimes fiscais, o regime de concessão, o regime de partilha da produção e o regime de cessão onerosa.

Paralelamente a esta revisão de política fiscal, a ANP vem analisando a política de conteúdo local praticada no país. Os requisitos de conteúdo local no Brasil tornaram-se mais onerosos e exigentes a cada nova rodada de licitação. A experiência internacional indica que as cláusulas relacionadas a este item são destinadas a estimular o crescimento econômico e social do país anfitrião, por meio da melhoria de sua capacidade industrial (Adewuyi e Oyejide, 2012).

O conteúdo local é, portanto, um conjunto de ações, incluindo o recrutamento e a formação de mão de obra local, a contratação de serviços locais e a compra de materiais nacionais, com o objetivo de desenvolvimento da infraestrutura industrial e capacidade de operação de recursos humanos (Bordmann, 2010).

Este trabalho tem o objetivo de mostrar como se deu a evolução da exigência do conteúdo local no país nos três regimes regulatórios praticados, e analisar os resultados das fiscalizações realizadas pela ANP, até o fim do ano de 2015, para aferição do conteúdo local realizado pelos agentes regulados.

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1.2. Estruturação do Trabalho

Em prol do objetivo supracitado, o trabalho foi dividido em 2 capítulos, além da presente Introdução, da Conclusão e das Referências Bibliográficas (Capítulos 1, 4 e 5, respectivamente).

O capítulo 2 é abordado o conceito de conteúdo local aplicado ao setor de petróleo e como ele surgiu na história mundial. Ademais, percorre a evolução do marco regulatório brasileiro no setor, ao passo que em tópicos são estudados os modelos contratuais de E&P existentes no Brasil, quais sejam: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha; e como o CL é tratado em cada um destes regimes.

No capítulo 3 explica-se o papel desempenhado pela ANP, suas metodologias e resoluções aplicadas nos processos de fiscalização para aferição do conteúdo local realizado pelos entes regulados nos três regimes vigentes no país. Ademais, é apresentado o estudo principal deste trabalho, contendo os resultados obtidos pela agência até o final 2015 nas auditorias efetuadas em blocos, cuja exploração foi encerrada, regidos sob o contrato de concessão.

2. A Política de Conteúdo Local

O conceito de Conteúdo Local é a proporção dos investimentos nacionais aplicados em um determinado bem ou serviço, correspondendo à parcela de participação da indústria nacional na produção desse bem ou serviço. Assim, quando uma plataforma ou refinaria, por exemplo, possui um alto índice de conteúdo local, significa que os bens e serviços utilizados em sua construção são, em grande parte, de origem nacional, e não importados.

As políticas de conteúdo local (PCL) foram introduzidas pela primeira vez, na década de 1970, no Mar do Norte. Elas variavam desde restrições às importações até intervenções do Governo no setor petrolífero (Tordo et al., 2013). As PCL que antes forneciam subsídios para a economia local através da transferência de tecnologia, da geração de valor agregado nos setores de abastecimento interno e da criação de postos de trabalhos, evoluíram para o desenvolvimento do setor, atendendo às necessidades dos mercados externos, através do estabelecimento de refinarias, de indústrias petroquímicas.

2.1. O Regime de Concessão e a exigência de Conteúdo Local

A contratação via concessão na indústria do petróleo e gás é aquela na qual o titular dos direitos sobre os hidrocarbonetos, via de regra o Estado, podendo ser representado por uma agência estatal ou empresa pública, concede a uma ou mais companhias de petróleo, nacionais ou estrangeiras, o direito exclusivo de exploração e

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produção de hidrocarbonetos, por sua conta e risco, tornando-se proprietárias do óleo e gás produzidos e podendo deles dispor livremente, observando, contudo, as regras do contrato e os mecanismos de taxação aplicáveis.

No modelo da concessão, o instrumento jurídico a ser celebrado entre o titular dos direitos sobre os hidrocarbonetos e as companhias de petróleo possui algumas variações, podendo resultar em: (a) Licença; (b) Lease; (c) Contrato de Concessão.

A Licença é uma modalidade contratual adotada principalmente no Mar do Norte (Noruega e Grã-Bretanha), que embora tenha um caráter contratual por natureza, possui detalhadas disposições na lei do petróleo e demais regulamentos do país produtor, e suprem as disposições mais simplificadas do contrato firmado entre as partes. Nessa modalidade verifica-se ampla ingerência do Estado hospedeiro, por meio de órgão governamental competente, sobre os mecanismos decisórios, prazos, especificação dos programas mínimos a serem cumpridos, obrigações financeiras das companhias produtoras de petróleo e até, em alguns casos, dos parceiros com os quais estas deverão se associar em cada operação. Especificamente, a regulamentação ambiental e as normas relativas à segurança no trabalho assumem um papel relevante nos custos da operação e até mesmo nas especificações sobre concepção dos equipamentos e abandono das instalações.

O Lease, que por sua vez se consubstancia em um contrato de arrendamento, é o documento legal celebrado entre o titular dos direitos sobre os hidrocarbonetos (“Lessor”) e o arrendador (“Lessee”), que permite a prospecção e a exploração da propriedade para a extração de hidrocarbonetos. Este regime é adotado especialmente nos Estados Unidos da América (EUA) e equivale, estruturalmente, aos termos da Licença, incorporando a esta algumas características adicionais inerentes ao peculiar regime norte americano de Direito Mineral e Petrolífero. Por exemplo, em áreas

onshore, o proprietário da terra também é o proprietário dos direitos de exploração dos

recursos minerais do subsolo.

O Contrato de Concessão propriamente dito, conforme utilizado no Brasil é o instrumento através do qual, as companhias produtoras de petróleo adquirem o direito exclusivo de explorar e explotar o petróleo e gás, por sua conta e risco. Em comparação com a Licença, o Contrato de Concessão é um instrumento mais detalhado e robusto, contendo a maior parte dos direitos e obrigações das partes, apesar de sua sujeição a normas exógenas no Estado hospedeiro. As companhias produtoras de petróleo são as titulares dos equipamentos e ativos e possuem controle sobre as operações, mas o Estado possui um papel regulador e de acompanhamento e fiscalização das atividades da indústria. Em contrapartida, as companhias produtoras de petróleo têm a propriedade do petróleo produzido, ficando livres para dele dispor, devendo efetuar o pagamento de participações governamentais e tributos ao Estado hospedeiro, conforme a produção e as receitas auferidas, respectivamente.

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No Brasil, a concessão de áreas para exploração de petróleo e gás natural se dá através de um processo licitatório onde as empresas interessadas em participar devem solicitar sua qualificação técnica como operadora ou não operadora.

As empresas qualificadas como operadoras são classificadas em 3 categorias:  A – que podem operar em qualquer bloco oferecido na rodada.

 B – que poderiam operar somente blocos designados a “B” ou “C”.  C – que poderiam operar somente os blocos designados a “C”.

A classificação das empresas como operadoras “A”, “B” ou “C” se dá através da qualificação técnica das mesmas. Esta qualificação técnica se baseia nas experiências comprovadas, de cada uma das empresas, em atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, seguindo critérios como: volume de produção, experiência em operações de exploração e produção em terra, em águas rasas, em águas profundas e ultraprofundas, além de experiências internacionais, ambientes adversos e áreas ambientalmente sensíveis.

No leilão, as empresas participantes elaboram uma oferta por bloco licitado, em envelopes lacrados, conforme orientações constantes no edital da rodada. Adquire a área, a empresa ou o consórcio cuja oferta obtenha a maior nota, baseado na metodologia de cálculo da ANP. Atualmente, são 3 os critérios para julgamento das ofertas.

Primeiramente, o bônus de assinatura, cujo valor mínimo é fixado pela ANP no edital de licitação e corresponde ao valor monetário a ser pago pela concessionária vencedora da licitação do bloco no ato da assinatura do contrato. Este critério vigora desde a primeira rodada, mas seu peso na avaliação da oferta sofreu variações ao longo do tempo, conforme será abordado nos subtópicos a seguir.

O segundo critério é Programa Exploratório Mínimo (PEM) ofertado, este item representa o programa de trabalho e investimento a ser obrigatoriamente cumprido pelo concessionário no decorrer da fase de exploração e é expresso em unidades de trabalho (UT’s). Cada poço perfurado, por exemplo, tem uma quantidade correspondente de UTs. Com a adoção desse mecanismo, a ANP garante que a concessionária cumprirá o programa exploratório mínimo estabelecido no edital. Cumpre ressaltar que este critério foi incorporado na rodadas de licitações a partir da 5ª rodada, como veremos adiante.

O terceiro critério, foco principal deste trabalho, é referente ao conteúdo local, que está presente na avaliação das ofertas desde a primeira rodada de licitações e se subdivide em percentuais ofertados para o compromisso de aquisição local de bens e serviços tanto para a fase de exploração quanto para a etapa de desenvolvimento da produção. No Brasil, todos os contratos de concessão firmados entre as concessionárias e a ANP exigem que elas contratem de fornecedores brasileiros sempre que sua oferta apresente condições de preço, qualidade e prazo equivalentes às dos internacionais (Gomes, 2009). Estas são condições semelhantes ao que era defendido pela Noruega e pelo Reino Unido antes de abandonarem as políticas de CL para se equiparar aos países

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do Espaço Econômico Europeu (EEE). Ainda neste sentido, para garantir o cumprimento dos percentuais de CL acertados, é facultada à ANP a aplicação de diversas penalidades aos concessionários faltosos, desde o pagamento de multas até a perda da concessão, entre outras (Nunes, 2009).

2.1.1. Rodada Zero (1998)

A chamada Rodada Zero, baseada na Lei nº 9.478/1997 (Lei do Petróleo), ratificou os direitos da Petrobras sobre as áreas em que a empresa já havia realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos na exploração.

Assim, em 6 de agosto de 1998, foram assinados 397 contratos de concessão, dos quais 282 referentes a campos já na fase de produção ou desenvolvimento e 115 para blocos exploratórios.

Nestes contratos não houve leilão, nem foram exigidos percentuais mínimos de conteúdo local, porém em duas cláusulas referentes a bens, pessoal, serviços e subcontratos, são exigidos que o concessionário dê preferência a produtos nacionais e à contratação de serviços no país, desde que disponíveis em condições de preço, prazo e qualidade comparáveis aos do mercado internacional.

2.1.2. Rodadas 1 a 4 (1999-2002)

O Brasil possui uma política explícita de incentivo à contratação de bens e serviços locais pela indústria petrolífera. Desde a primeira rodada de licitações (R1), a ANP instituiu o conceito, a obrigatoriedade e a punição pelo cumprimento parcial, ou não cumprimento, do conteúdo local nos editais de licitação. A obrigatoriedade e a punição pelo não cumprimento do percentual acordado, eram formalizados posteriormente no contrato de concessão, fazendo das normas de CL uma obrigação contratual (Quintans, 2010).

Durante a realização da primeira rodada de licitações para concessão de blocos de E&P de petróleo e gás natural no Brasil, finalizada em 1999, as empresas de petróleo puderam oferecer, sem restrições, a quantidade total de materiais e serviços a serem adquiridos de empresas brasileiras durante as fases de exploração e desenvolvimento da produção.

Apesar de ter sofrido pequenas modificações ao longo das rodadas seguintes, as regras de pontuação sobre o compromisso de CL durante as rodadas de licitações encontram-se vigentes desde então, o que se mostrou exitoso no sentido de aumentar o compromisso de CL assumido pelas empresas petrolíferas (Xavier, 2010).

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Em dezembro de 1998, a ANP lançou a Primeira Rodada de Licitações, que marcou de fato a abertura do mercado de E&P no Brasil, além de servir como base para as rodadas subsequentes, o edital desta rodada determinou 3 critérios de julgamento das ofertas, mediante atribuição de pontos e pesos. O bônus de assinatura exerceu um peso 85% na nota final e o CL com influência de 15% da nota, sendo 3% para a oferta referente à fase de exploração e 12% e para a etapa de desenvolvimento.

A nota final foi calculada mediante a soma das notas obtida em cada um dos três critérios, sendo declarado vencedor o concorrente cuja oferta obtivesse a maior nota.

Essa metodologia de cálculo para determinar a oferta vencedora foi seguida até a Quarta Rodada de Licitações, ou seja, a divisão das notas em três critérios, e seus respectivos pesos, foi mantida. Porém, houve variação entre uma rodada e outra do valor mínimo do bônus de assinatura de acordo com o tipo de bloco a ser licitado, mantendo as mesmas categorias de classificação das operadoras e a não exigência de conteúdo local mínimo.

O não atendimento ao percentual de conteúdo local acordado, tanto para fase de exploração quanto para etapa de desenvolvimento da produção, se caracterizava como descumprimento contratual, sendo, portanto, passível de penalidade. Conforme estabelecido no contrato de concessão da 1ª rodada de licitações, a penalidade correspondia a um montante igual a 2 (duas) vezes o valor das compras de fornecedores brasileiros que teriam sido necessárias para atingir a porcentagem acordada.

Contudo, apesar de dispor de um item sobre as penalidades para o não cumprimento do conteúdo local, o edital desta rodada não prevê um monitoramento de conteúdo local e nem uma certificação do mesmo por parte da ANP.

A Primeira Rodada de Licitações foi realizada no Rio de Janeiro nos dias 15 e 16 de junho de 1999. Nesta rodada foram oferecidos 27 blocos, totalizando uma área de 132.178,00 km² dos quais: 23 blocos estão localizados em sete bacias marítimas, sendo 12 nas Bacias de Campos e Santos, apresentando diferentes tamanhos, cobrindo desde águas profundas em fronteiras exploratórias ou em bacias maduras, até prospectos de gás em águas rasas.

Dos 4 blocos terrestres oferecidos, três estão situados na Bacia do Paraná, onde na época foram descobertas acumulações comerciais de gás natural e um bloco na Bacia de Potiguar, a segunda maior produtora brasileira de hidrocarbonetos da época, atrás da Bacia de Campos. Contudo, nenhum desses blocos recebeu ofertas.

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No total foram apresentadas 21 ofertas por 14 companhias de 6 países diferentes, nos 12 blocos marítimos concedidos. Em setembro de 1999, 11 empresas assinaram Contratos de Concessão, resultando uma arrecadação de R$ 321,66 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 25% na fase de exploração e de 27% na fase de desenvolvimento.

Tabela 43 - Resumo de algumas ofertas vencedoras na Rodada 1

Fonte: Elaboração própria a partir de Resumo da Rodada 1

A Segunda Rodada de Licitações, anunciada em 30 de setembro de 1999, marcou a consolidação do processo de entrada de novos agentes no cenário exploratório brasileiro. Ao contrário do ocorrido na Primeira Rodada de Licitações, quando as operadoras vencedoras foram, em sua maioria, empresas de grande porte, a lista de 16 empresas vencedoras inclui diversas empresas médias ou independentes.

Esta rodada, realizada no dia 7 de junho de 2000, ofereceu 23 blocos, dos quais 13 estão localizados em cinco bacias marítimas e 10 em cinco bacias terrestres. Estes blocos apresentavam diferentes tamanhos, localizados em terra, águas rasas e profundas, de fronteiras exploratórias até bacias maduras, totalizando uma área de 59.271 km².

A escolha desses blocos teve como objetivo aumentar e acelerar a atividade exploratória, facilitar a transferência de tecnologia, conhecimento e melhores práticas da indústria do petróleo e fixar as bases para o desenvolvimento de um setor petrolífero competitivo, eficiente e dinâmico.

Ao todo foram concedidos 21 blocos, resultando uma arrecadação de R$ 468,26 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 42% na fase de exploração e 48% na fase de desenvolvimento, cabendo relembrar que o critério de seleção das ofertas vitoriosas permaneceu o mesmo da rodada anterior e a multa pelo não cumprimento do CL ofertado se manteve inalterado.

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25 Tabela 54 - Resumo de algumas ofertas, para blocos terrestres, vencedoras na Rodada 2

Tabela 46 - Resumo de algumas ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na Rodada 2

A Rodada 3, anunciada 19 de outubro de 2000 com o objetivo de atrair ainda

mais empresas para o setor petrolífero brasileiro e dar continuidade ao processo anual de leilões de concessão, seguiu a tendência de reduzir o tamanho dos blocos ofertados e abrir oportunidades a empresas de todos os portes e perfis. As empresas participantes continuavam ofertando um compromisso percentual mínimo de investimentos locais (CL) para fase de exploração e de desenvolvimento da produção, e a formação das ofertas e os pesos dos critérios permaneceram os mesmos da rodada 1.

A grande mudança nesta rodada foi apresentada no parágrafo que versa sobre as penalidades. As concessionárias, que não atingissem o percentual previsto no contrato de concessão, pagariam um montante proporcional ao valor das compras de fornecedores brasileiros que teriam sido necessárias para atingir o percentual acordado, conforme esquematizado na tabela a seguir:

Tabela 23 - Penalidade pelo não cumprimento de CL para blocos concedidos nas Rodadas 3 e 4

Fonte: Elaboração própria a partir de modelos de contrato das Rodadas 3 e 4

A Terceira Rodada de Licitações, realizada no Rio de Janeiro, nos dias 19 e 20 de junho de 2001, ofereceu 53 blocos dos quais 34 foram concedidos, resultando uma arrecadação de R$ 594,94 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento

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26

médio com aquisição local de bens e serviços de 28% na fase de exploração e de 40% na fase de desenvolvimento.

Tabela 55 - Resumo de algumas ofertas, para blocos terrestres, vencedoras na Rodada 3

A Quarta Rodada de Licitações, lançada no final de 2001, ofereceu 54 blocos em

18 bacias sedimentares e, apesar da conjuntura econômica internacional desfavorável, encerrou-se com saldo positivo com 14 empresas vencedoras, incluindo 5 que não possuíam, à época, qualquer atividade no Brasil.

Esta rodada, realizada no Rio de Janeiro, nos dias 19 e 20 de junho de 2002, concedeu 21 blocos dos 54 oferecidos, resultando uma arrecadação de R$ 92,38 milhões em bônus de assinatura e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 39% na fase de exploração e de 54% na fase de desenvolvimento.

Cumpre destacar que as regras e penalidades para CL na 4ª rodada são idênticas às da 3ª rodada e os critérios para julgamento das ofertas permaneceram inalterados em relação à 1ª rodada.

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27 Tabela 48 - Resumo de algumas ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na Rodada 4

2.1.3. Rodadas 5 e 6 (2003-2004)

A Resolução CNPE nº 8/2003, de 21 de julho de 2003, estabeleceu a política de produção de petróleo e gás natural e definiu as diretrizes para a realização de licitações de blocos exploratórios ou áreas com descobertas já caracterizadas, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.

Essa resolução determinou que a ANP deveria fixar percentual mínimo de conteúdo local para o fornecimento de bens e serviços utilizados na exploração e produção de petróleo e gás natural, ajustando-os permanentemente a evolução da capacidade de produção da indústria nacional e aos seus limites tecnológicos.

Adequando-se a resolução, o edital da quinta rodada de licitações estabeleceu valores mínimos obrigatórios de aquisição de bens e serviços junto a fornecedores locais, expressos em porcentagem dos investimentos totais despendidos na fase de exploração e etapa de desenvolvimento, conforme detalhado na tabela 1 abaixo.

Tabela 1 - CL mínimo para as fases de exploração e desenvolvimento nas rodadas 5 e 6

Complementarmente às obrigações mínimas de investimentos locais na fase de exploração e etapa de desenvolvimento apresentadas acima, foram levados em consideração no julgamento das ofertas, compromissos adicionais específicos de aquisição de bens e serviços, na Fase de Exploração e na Etapa de Desenvolvimento, conforme definições especificadas no Contrato de Concessão.

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28

Por isso, a equação para o cálculo final da oferta ganhou algumas variáveis diferenciadas, segundo a localização do bloco (terra ou mar):

 Para ofertas visando concessão de blocos marítimos, a nota final foi calculada conforme a equação a seguir:

Nota final = (Nota A + Nota B + Nota C + Nota D + Nota H + Nota I)  Para ofertas visando concessão de blocos terrestres, a nota final foi

calculada conforme a equação a seguir:

Nota final = (Nota A + Nota B + Nota E + Nota F + Nota G + Nota H + Nota I) Onde:

, ou seja, o bônus de assinatura passou

a ter peso de 30% da nota final ao invés de 85% como nas rodadas anteriores.

, ou seja, este item incorporado no julgamento das ofertas teve o mesmo peso do bônus de assinatura, 30% da nota final.

O terceiro critério nas ofertas foi o compromisso com conteúdo local da fase de exploração. Este critério teve peso de 15% na nota final e foi subdividido em itens específicos de acordo com o tipo de bloco, mar ou terra.

Para blocos marítimos foram consideradas as Notas C e D abaixo:

, o índice PEXP i representa o compromisso mínimo de CL para operações de processamento de dados geofísicos, estudos e interpretação de dados de geologia e geofísica incorridos na fase de exploração.

, o índice PEXP ii representa o compromisso mínimo de CL para atividades de perfuração, completação e avaliação de poços incorridos na fase de exploração.

Para blocos terrestres, foram consideradas as Notas E, F e G abaixo: , o índice PEXP i representa o compromisso mínimo de CL para operações de aquisição de dados de geologia e geofísica incorridos na fase de exploração.

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, o índice PEXP i representa o compromisso mínimo de CL para operações de processamento de dados geofísicos, estudos e interpretação de dados de geologia e geofísica incorridos na fase de exploração.

, o índice PEXP ii representa o compromisso mínimo de CL para atividades de perfuração, completação e avaliação de poços incorridos na fase de exploração.

O PEXP é calculado segundo a equação abaixo:

Onde o “fator E” representa o percentual mínimo obrigatório de conteúdo local, para gastos da fase de exploração, conforme tabela 1.

O quarto critério nas ofertas foi o compromisso com conteúdo local da fase de desenvolvimento. Este critério teve peso de 25% na nota final e foi subdividido em itens específicos.

, onde o índice PDEV i representa o compromisso mínimo com CL para serviços de engenharia de detalhamento incorridos na fase de desenvolvimento.

, onde o índice PDEV ii

representa o compromisso mínimo com CL para os serviços de perfuração de poços, completação, avaliação, incorridos na fase de desenvolvimento.

Para blocos marítimos, inclui-se no item de compromisso acima: a construção e montagem de plataformas (unidades de produção), plantas de processo e utilidades, sistemas de coleta da produção (linhas, risers e equipamentos submarinos) e sistemas de escoamento da produção.

Já para blocos terrestres, são consideradas: as estações coletoras, unidades de tratamento de fluidos e sistemas de escoamento da produção.

O PDEV é calculado segundo a equação abaixo:

Onde o “fator D” representa o percentual mínimo obrigatório do conteúdo local para gastos da fase de desenvolvimento da produção do bloco, conforme tabela 1.

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No que tange às penalidades pelo não cumprimento do percentual de conteúdo local global ofertado, tanto na fase de exploração quanto na etapa de desenvolvimento, a multa a ser aplicada é de 50% do valor monetário que teria sido necessário para atingir o percentual de CL Global oferecido e de 20% do valor monetário que teria sido necessário para atingir o percentual oferecido de CL para o determinado item específico, conforme esquematizado a seguir:

Tabela 24 - Penalidade pelo não cumprimento de CL para blocos concedidos nas Rodadas 5 e 6

Fonte: Elaboração própria a partir de modelos de contrato das Rodadas 5 e 6

A Rodada 5 foi definitivamente marcada pela introdução de uma série de novidades, entre elas a implantação do novo sistema de desenho e licitação de blocos

exploratórios, onde as bacias sedimentares foram divididas emsetores, que, por sua vez,

estavam divididos em grades de tamanhos pré-definidos. Por exemplo, a Bacia Potiguar foi dividida em 4 setores: SPOT-T2, SPOT-T3, SPOT-T4 e SPOT-T5. Cada um desses setores era subdividido em blocos: por exemplo, o setor SPOT-T2, possuía, entre outros, os blocos POT-T-391 e POT-T-432, licitados separadamente e concedidos a empresas diferentes.

Tais blocos, de tamanhos médios muito inferiores aos das rodadas anteriores poderiam, e de fato foram, agrupados no momento da assinatura dos contratos de concessão. Isso se deu agrupando diversos blocos menores adjacentes uns aos outros em um único bloco só, maior, sob o mesmo e único contrato de concessão, desde que os direitos à exploração dessas áreas fossem adquiridos pela mesma empresa ou consórcio, tendo, neste caso, a mesma empresa como operadora. Isso aconteceu efetivamente nos blocos adquiridos pela Petrobras, que, em 84% dos blocos licitados, saiu como vencedora exclusiva. (Vazquez, 2010)

A redução no tamanho médio dos blocos exploratórios tinha como objetivo principal atrair mais empresas para o processo, em especial as pequenas e médias, incentivando novas empresas no setor, até mesmo atraindo empresas de outras áreas de atuação, elevando o número de participantes do mercado de E&P brasileiro.

Nesta rodada, foram oferecidas 9 bacias, todas já conhecidas de rodadas anteriores, estas foram divididas em 21 setores, para os quais havia uma ordem sequencial para a licitação. Com a divisão dos setores em blocos, foram 908 blocos licitados, recorde absoluto de todas as rodadas de licitação até então.

A Quinta Rodada de Licitações, realizada no Rio de Janeiro, nos dias 19 e 20 de agosto de 2003, concedeu 101 blocos, resultando em uma arrecadação de R$ 27,45

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milhões em bônus de assinatura e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 79% na fase de exploração e de 86% na fase de desenvolvimento.

O percentual de blocos concedidos, sobre o total licitado, despencou; o número de empresas participantes caiu pela metade; o total arrecadado em bônus de assinatura foi irrisório se comparado com o das outras rodadas; e o mercado se fechou ainda mais nas mãos da Petrobras, diante do fato da empresa ter arrematado 85 dos 101 blocos concedidos. Além destes, ainda fez parte de consórcios vencedores em outros 3 blocos, onde a operação coube às suas parceiras. Por essas aquisições, a estatal pagou R$ 22 milhões, cerca de 80% do total arrecado com o bônus de assinatura na rodada. (Vazquez, 2010)

Nas tabelas a seguir constam os resumos de algumas ofertas vencedoras nesta Rodada, a primeira referente a blocos terrestres e a segunda em relação a blocos marítimos.

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32 Tabela 49 - Resumo de algumas ofertas, para blocos marítimos, vencedoras na Rodada 5

A Rodada 6, anunciada em 11 de dezembro de 2003, manteve basicamente as mesmas regras e todas as importantes alterações introduzidas no processo licitatório da Rodada 5, incluindo o novo desenho dos blocos exploratórios, bem como o conceito de setores.

Cumpre destacar que a metodologia de cálculo da nota final das ofertas, os percentuais mínimos obrigatórios de conteúdo local para as etapas de exploração e desenvolvimento, conforme tabela 1, e as penalidades pelo não cumprimento permaneceram inalteradas em relação à 5ª rodada. Uma modificação aplicada na licitação diz respeito ao bônus de assinatura, que antes era mensurado segundo a qualificação do operador e passou a ser estabelecido por setor a ser licitado.

Nesta rodada foram oferecidos ao todo 913 blocos localizados em 12 bacias sedimentares, dos quais 294 localizados em setores terrestres de bacias maduras, 454 blocos offshore de águas rasas e 165 de águas profundas.

Importante destacar que as áreas de elevado potencial coincidem, na sua maioria, com áreas de blocos da Rodada Zero e se valorizaram bastante em 2003 com as importantes descobertas de gás natural e óleo leve que ocorreram naquele ano. Conhecedora, portanto, dessas áreas, a Petrobras julgava de suma importância o retorno das mesmas ao portfólio exploratório da companhia. E por isso foi em busca delas na Rodada 6. (Vazquez, 2010)

A Sexta Rodada de Licitações, realizada no Rio de Janeiro, nos dias 17 e 18 de agosto de 2004, concedeu 154 blocos dos 913 oferecidos a 19 empresas, resultando uma arrecadação de R$ 665,20 milhões em bônus de assinatura e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 86% na fase de exploração e de 89% na fase de desenvolvimento.

O destaque coube mais uma vez à Petrobras, que adquiriu 107 blocos, ou seja, praticamente 70% de todos os blocos arrematados, dos quais 55 de forma exclusiva e

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outros 52 como integrante de consórcios, sendo operadora em 32 blocos destas concessões em parceria.

Nas tabelas a seguir constam os resumos de algumas ofertas vencedoras nesta Rodada, a primeira referente a blocos terrestres e a segunda em relação a blocos marítimos.

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2.1.4. Rodadas 7 a 13 (2005-2015)

Com o intuito de ampliar a participação da indústria nacional no fornecimento de bens e serviços, e colocá-la em um patamar de competitividade de classe mundial, de forma a traduzir os massivos programas de investimentos do setor em geração de emprego e renda para o país, o governo federal, através do Decreto nº 4.925, do dia 19 de dezembro de 2003, instituiu o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (PROMINP).

A criação do programa, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Petrobras, proporcionou aos diversos envolvidos desta indústria um fórum permanente de discussão para desenvolvimento de ações que ampliem, de forma competitiva e sustentável, a participação da indústria nacional de bens e serviços na implantação de projetos de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior.

A exigência de CL mínimo nos contratos de concessão dos blocos exploratórios da ANP provocou a necessidade da criação de uma forma única de medição que assegurasse uniformidade, transparência e credibilidade aos diversos agentes atuantes no setor de petróleo e gás natural do Brasil.

Neste contexto, foi criada, em 2004, a “Cartilha de Conteúdo Local” do PROMINP que define uma metodologia de cálculo do CL para bens, serviços e sistemas relacionados ao setor e busca identificar a origem de fabricação dos componentes que compõem cada equipamento, pondera o valor dos insumos importados em comparação ao valor do bem e os consolidam no Índice de Conteúdo Local. Abordaremos com mais detalhes essas definições e cálculo do CL quando analisarmos a Resolução ANP nº 19/2013 no capítulo 3 deste trabalho.

O edital da Sétima Rodada de Licitações de blocos exploratórios da ANP determinou a cartilha desenvolvida pelo PROMINP como metodologia oficial para aferição do conteúdo local, sendo anexada aos contratos de concessão. Nesta rodada verificou-se um aumento significativo nos percentuais mínimos de CL, bem como a estipulação de um percentual máximo de CL, além de uma nova classificação pela localização do bloco e não mais por qualificação de operadores. Os novos percentuais de CL eram estipulados conforme tabela 25 abaixo:

Tabela 25 – Percentuais de CL mínimos e máximos globais a partir da Rodada 7

Fonte: Elaboração própria a partir de ANP

Mínimo (%) Máximo (%) Mínimo (%) Máximo (%) Águas Profundas Profundidade > 400 m Águas Rasas 100 m < Profundidade ≤ 400 m Águas Rasas Profundidade ≤ 100 m Terra 70 80 77 85 37 55 55 65 51 60 63 70

Localização do Bloco Fase de Exploração Etapa de Desenvolvimento

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A partir da Rodada 7, a multa, pelo não cumprimento por parte da concessionária dos percentuais de conteúdo local oferecidos pela mesma no leilão, é aplicada da seguinte forma:

a) Caso 1: Se o percentual de CL não-realizado (NR%) for inferior 65% do valor estabelecido, a multa (M%) será de 60% sobre o valor do conteúdo local não realizado.

b) Caso 2: Se o percentual de CL não-realizado (NR%) for igual ou superior a 65% do valor estabelecido, a multa será crescente, partindo de 60% e atingindo 100% do valor do conteúdo local estabelecido, no caso de o percentual de CL não-realizado seja de 100%.

O critério de multas proposto está resumido na sequência: Caso 1: Se 0 < NR(%) < 65% » M(%) = 60(%) Caso 2: Se NR(%) ≥ 65% » M(%) = 1,143 NR(%) - 14,285

Gráfico 2.1 – Aplicação de multa pelo não cumprimento de CL a partir da Rodada 7

Fonte: Tutorial de Conteúdo Local

Segue abaixo, um exemplo de aplicação do cálculo de multa: supondo que no leilão a concessionária tenha se comprometido a realizar um percentual de 80% de investimentos locais durante a fase de exploração e que, ao final desta etapa, tenham sido realizados dispêndios no bloco na ordem de R$ 100.000.000,00.

Caso 1: Valor de bens e serviços de origem nacional = R$ 70.000.000,00 Logo, CL Realizado: 70%

NR (%) = (80%-70%)/80% = 12,5%

CL NR (R$) = R$ 80.000.000 x 12,5% = R$ 10.000.000,00. Multa = 60% x R$ 10.000.000,00 = R$ 6.000.000,00.

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Caso 2: Valor de bens e serviços de origem nacional = R$ 20.000.000,00 Logo, CL Realizado: 20%

NR (%) = (80%-20%)/80% = 75%

CL NR (R$) = R$ 80.000.000 x 75% = R$ 60.000.000,00.

Multa = [(1,143x75)-14,285]% x R$ 60.000.000,00 = R$ 42.864.000,00.

No que atine à elaboração das ofertas, a partir da Sétima Rodada, o percentual global de CL, a ser ofertado na fase de exploração e na etapa de desenvolvimento, passou a ser calculado, pelo concessionário, a partir do percentual de conteúdo local oferecido para cada um dos itens e subitens relacionados em planilha, ponderado pelo peso do referido item ou subitem no investimento previsto para a respectiva atividade (exploração ou desenvolvimento). O peso de cada item ou subitem é proposto pelo concessionário, com base no custo total do empreendimento. A planilha, devidamente preenchida, deve ser entregue no momento da licitação, juntamente com as ofertas do bônus de assinatura e do PEM.

No Anexo 1 deste trabalho constam os modelos de planilhas contendo os percentuais de CL mínimos, por item, e subitem a serem oferecidos pela empresa ou consórcio interessado em arrematar um determinado bloco de acordo com as diferentes localizações de blocos.

Cumpre ressaltar que, quando não houver o cumprimento do percentual de conteúdo local para os itens e subitens específicos estabelecidos no contrato, a multa aplicada seguirá a mesma sistemática utilizada para os casos de não cumprimento do percentual de CL global contratado, vide gráfico 2.1.

Definidos os valores de conteúdo local a serem ofertados, a partir do preenchimento das planilhas constantes no Anex 1 deste trabalho, são consideradas válidas apenas as ofertas que estejam compreendidas entre os valores mínimos e máximos definidos para cada tipo de bloco. Além do CL, com peso de 20%, a nota final do licitante para cada bloco considera o bônus de assinatura e o PEM, com peso de 40% cada. Para a contabilização da parcela relativa ao CL, 5% são atribuídos ao CL ofertado para a fase de exploração e 15% ao CL ofertado para a etapa de desenvolvimento da produção.

Portanto, conforme constam nos editais das rodadas 7 a 13, para um máximo de 100 pontos, a nota final a ser atribuída a um determinado licitante passou a ser composta por 4 parcelas, calculadas como segue:

Nota final = (Nota 1 + Nota 2 + Nota 3 + Nota 4) Onde:

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A Rodada 7 ofereceu ao todo 1.134 blocos localizados em 14 bacias sedimentares brasileiras, quais sejam: Pelotas (mar), Santos (mar), Campos (mar), Espírito Santo (mar e terra), Jequitinhonha (mar), Camamu-Almada (mar), Recôncavo (terra), Sergipe-Alagoas (terra), Potiguar (mar e terra), Barreirinhas (mar), Pará-Maranhão (mar), Foz do Amazonas (mar), Solimões (terra) e São Francisco (terra).

Dos blocos oferecidos, 509 eram terrestres distribuídos em 14 setores, 469 eram blocos offshore localizados em 8 setores de águas rasas, e outros 156 também marítimos pertencentes a 12 setores de águas profundas.

Na Sétima Rodada de Licitações, realizada no Rio de Janeiro, nos dias 17, 18 e 19 de outubro de 2005, foram arrematados 251 blocos, resultando em um total de R$ 1.085,80 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 74% na fase de exploração e de 81% na fase de desenvolvimento.

Novamente a participação de destaque foi da Petrobras, que efetuou lances em 109 áreas exploratórias e adquiriu 96 delas, ou seja, 38% de todos os blocos concedidos na rodada. Destes blocos, 42 foram de forma exclusiva e nos demais 54 formou concessões em parceria, sendo a responsável pela operação em 29 destes blocos. Para tanto, a empresa pagou sozinha em bônus de assinatura um total de R$ 503 milhões, representando 46% de toda arrecadação desta participação governamental na rodada.

O maior bônus de assinatura pago nesta rodada foi pelos direitos do bloco S-M-508, no setor SS-AP2 de águas profundas, de elevado potencial, na bacia de Santos. O valor desembolsado pelo consórcio formado pela Petrobras e a britânica BG foi de R$ 160.175.000.00, ou seja, 14,75% de todo bônus de assinatura recolhido.

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38 Tabela 59 - Resumo de algumas ofertas, para blocos terrestres, vencedoras na Rodada 7

Fonte: Elaboração própria a partir de Resultados e Estatísticas Gerais da Rodada 7

A Oitava Rodada de Licitações, divulgada em agosto de 2006, era considerada uma das mais promissoras, devido ao sucesso e aos recordes da rodada anterior, e previa a oferta de 284 blocos, sendo 188 blocos marítimos em 12 setores e 96 terrestres em 2 setores. Interessante notar que, pela primeira vez, a bacia de Campos, maior produtora brasileira, não teria nenhum bloco ofertado numa rodada de licitações da ANP desde a abertura do mercado. Por sua vez, era a estreia da bacia de Tucano Sul numa Rodada da ANP. Claramente, a bacia de Santos foi a área de interesse das grandes empresas, tendo 16 delas manifestado expressamente o interesse. Outra área de grande interesse dessas empresas foi a bacia do Espírito Santo.

Uma das regras prevista no edital mais discutidas da Rodada 8 foi a restrição de ofertas vitoriosas, ou seja, a limitação da quantidade de blocos arrematados pelo mesmo operador. Esse critério tinha o objetivo de estimular o processo de concorrência, garantindo eficiências de operação para os padrões da indústria e evitando eventuais descompassos entre blocos arrematados e os efetivamente explorados.

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Um efeito esperado da limitação de ofertas vitoriosas, do ponto de vista econômico, era o de que as empresas licitantes tenderiam a maximizar suas ofertas em blocos de maior interesse, ofertando bônus expressivos e se comprometendo com programas de exploração significativos.

Iniciada no dia 28 de novembro de 2006, a Rodada 8 foi interrompida judicialmente ainda em seu primeiro dia, por força de duas medidas liminares, após já haver licitado 11 blocos de águas profundas no setor SS-AP3, da bacia de Santos e 47 blocos do setor STUC-S, da bacia de Tucano Sul.

Os resultados parciais obtidos superavam as expectativas da ANP e tudo apontava para uma das mais promissoras Rodadas de Licitações, haja vista que com apenas dois setores arrematados, a rodada registrou valor superior a R$ 584 milhões em bônus de assinatura, além de 62 mil UTs de PEM.

A licitação foi suspensa integralmente em razão da liminar concedida pelo Juízo da 9ª Vara Federal do Distrito Federal (JF-DF), enquanto a outra liminar, concedida pela 3ª Vara da Justiça Federal do Rio de Janeiro (JF-RJ), afastou a incidência da regra limitadora de ofertas.

No ano seguinte, às vésperas da 9ª rodada de licitações, o CNPE, através da Resolução do CNPE nº 6, de 8 de novembro de 2007, ordenou que a ANP retirasse desta Rodada 41 blocos exploratórios marítimos que seriam oferecidos com de elevadíssimo potencial petrolífero, dos quais: 26 localizados na bacia de Santos, 13 na bacia de Campos e 2 na bacia do Espírito Santo.

A principal justificativa para a decisão foi baseada no anúncio dos resultados dos testes de produção obtidos pela Petrobras em áreas exploratórias sob sua responsabilidade, que apontaram para a existência de uma nova e significativa província petrolífera no Brasil, com grandes volumes recuperáveis de óleo e gás, conhecida hoje como Pré-Sal.

Esta resolução, bastante polêmica e criticada, proferida praticamente uma semana antes da data prevista para a apresentação das ofertas e anúncio dos vencedores, acabou resultando na desistência de boa parte das grandes majors em participar do leilão.

A Rodada 9, finalizada em 27 de novembro de 2007, ofertou, após a retirada dos 41 blocos exploratórios do leilão, 271 blocos, dos quais 91 terrestres localizados em 5 bacias sedimentares e 180 blocos marítimos situados nas bacias de Campos, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Pernambuco-Paraíba e Santos.

Apesar da retirada dos 41 blocos, o balanço da rodada foi extremamente positivo, já que foram arrematados 117 blocos exploratórios, resultando em um recorde, até então, de bônus de assinatura de R$ 2.109,41 milhões e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 69% na fase de exploração e de 77% na fase de desenvolvimento.

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A grande surpresa desta rodada ficou por conta da empresa estreante OGX Petróleo e Gás Ltda. (OGX), que arrematou 21 blocos exploratórios, muitos dos quais com direitos exclusivos, e foi responsável pelo maior bônus de assinatura pago por um bloco na 9ª Rodada: R$ 344 milhões pelo bloco S-M-270, setor SS-AR2 (águas rasas), na bacia de Santos. Esse foi, até hoje, o maior valor pago na história dos leilões da ANP pela concessão de uma única área. Ao todo, a OGX e seus parceiros nos blocos adquiridos desembolsaram cerca de R$ 1,6 bilhão em bônus de assinatura, o que representa 74% do total arrecadado em bônus de assinatura.

Entretanto, em termos de número absoluto de blocos arrematados, a Petrobras seguiu sendo a maior vencedora de uma Rodada de Licitações da ANP, uma vez que obteve a concessão em 27 blocos, dos quais 6 de forma exclusiva e 21 em consórcios, sendo a responsável pela operação em 16 destes contratos em parceria. Assim, a Petrobras e suas parceiras pagaram um total de R$ 309 milhões em bônus de assinatura, representando quase 15% do total arrecadado.

Após as polêmicas das Rodadas 8, suspensa por decisão judicial, e 9, com a retirada dos 41 blocos exploratórios de elevado potencial petrolífero, situados na chamada área do pré-sal, após o anúncio da gigantesca área denominada Tupi por parte da Petrobras, a ANP deu prosseguimento às rodadas de licitações, até então, anuais.

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Assim, teve início a Rodada 10, onde somente blocos terrestres foram oferecidos, o que acarretou no esvaziamento da rodada pelas grandes petrolíferas multinacionais, exceto a Petrobras. Segundo a ANP, este leilão tinha o objetivo de atrair as empresas de pequeno e médio porte.

A 10ª rodada de licitações foi realizada em tempo recorde, com a divulgação das áreas oferecidas ocorrendo no final de setembro de 2008 e as ofertas sendo apresentadas em apenas 1 dia, 18 de dezembro de 2008, no Rio de Janeiro. Ao todo foram arrematados 54 dos 130 blocos terrestres ofertados, resultando em um total de R$ 89,41 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 79% na fase de exploração e de 84% na fase de desenvolvimento.

Tabela 44 - Resumo de algumas ofertas vencedoras na Rodada 10

Fonte: Elaboração própria a partir de Resultados da Rodada 10

Encerrada a Rodada 10, o país vivenciou um período de 5 anos de carência de realização de novas rodadas de licitações, uma vez que houve um impasse político a respeito do tratamento que seria dado em relação às descobertas de acumulações de hidrocarbonetos na camada do Pré-Sal, tanto que, em 2010, foram instituídos os regimes de Cessão Onerosa e Partilha de Produção que serão abordados nos capítulos 2.2 e 2.3, respectivamente.

A 11ª rodada de licitações, realizada somente em 14 de maio de 2013, ofereceu 289 blocos com risco exploratório, distribuídos em 23 setores de 11 bacias sedimentares brasileiras. Ao todo foram arrematados 142 blocos, sendo 87 terrestres e 55 marítimos, resultando em um total de R$ 2.823,21 milhões em bônus de assinatura, e um comprometimento médio com aquisição local de bens e serviços de 62% na fase de exploração e de 76% na fase de desenvolvimento.