#rodada15 Entenda a importância das áreas por trás da decisão do TCU de embargar blocos na 15ª rodada

Os prospectos de Saturno e Titã, ao lado de Atlas, Dione e Pandora, estão entre as principais áreas escolhidas para compor os leilões de blocos de exploração em 2018. A questão é que nos casos de Saturno e Titã, dada suas localizações nos limites do polígono do pré-sal, o CNPE decidiu ofertar os prospectos tanto no leilão de concessão, a 15ª rodada, quanto no posterior leilão de partilha de produção.

Contudo, nesta quarta-feira (28/3), véspera da 15ª rodada, o Tribunal de Contas da União (TCU) determinou que as áreas devem ser excluídas desse leilão; entendeu que contratar parte de Saturno e de Titã pelo regime de concessão e, posteriormente, o restante pela partilha de produção – demandando um futuro acordo de unitização – seria prejudicial aos interesses da União.

E qual a diferença entre os regimes?

Na prática, a decisão do TCU vai em linha com um entendimento que o regime de partilha gera um retorno maior para a União do que o regime de concessão.

Na partilha de produção, a concorrência para contratar as áreas leva em conta a participação oferecida pelas empresas ou consórcios na parcela do óleo produzido, após o desconto de custos de produção, desenvolvimento e exploração, que resulta no chamado lucro óleo. Parte dessa lógica também é estratégica: na partilha, a União tem controle direto sobre parte do óleo produzido e das decisões operacionais, por meio da PPSA, que integra o consórcio com poder de veto e 50% dos votos na tomada de decisões.

Diferentes soluções para o polígono

Em 2010, na promulgação da Lei de Partilha, foi definido o polígono do pré-sal, a partir do conceito de área estratégica para União, para delimitar a região em que passaria a valer o novo regime. Esse limite, arbitrado pelo CNPE à época, englobava os principais prospectos do pré-sal das bacias de Campos e Santos.

O próprio secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Márcio Felix, afirmou à E&P Brasil que está na hora de rediscutir o polígono do pré-sal.

A favor do fim do polígono conta o fato de esses limites, arbitrados em 2010, engessam as estratégias de oferta de áreas. Hoje, um reservatório de pós-sal ou até pré-sal, descontratado dentro do polígono deve ser licitado pelo regime de partilha independente de eventuais volumes, riscos geológicos ou da viabilidade econômica.

Já foram realizados três leilões de partilha, que contrataram projetos relevantes no pré-sal, mas que não foram infalíveis. Sudoeste de Tartaruga Verde, extensão do campo homônimo da Petrobras na Bacia de Campos não foi contratado no 2º leilão de partilha (áreas unitizáveis). O bloco tinha recursos in place não riscados de 350 milhões de barris.

Assim como Pau Brasil, que também não foi contratado no 3º leilão, por sua vez, uma área nova, com recursos potenciais no pré-sal da Bacia de Santos, estimados em 4,1 bilhões de barris de petróleo in place.

Contudo, os limites da partilha – que criaram a divergência entre governo e CNPE, de um lado, e TCU, do outro, neste caso de Saturno –poderiam ter sido expandidos para as rodadas de 2018.

A Lei do Pré-sal define claramente que é competência do CNPE “a delimitação de outras regiões a serem classificadas como área do pré-sal e áreas a serem classificadas como estratégicas, conforme a evolução do conhecimento geológico”. No fim, são decisões de política energética.

Afinal, o que são essas áreas de Saturno?

Os plays, conjuntos de prospectos de óleo e gás, de Saturno e de Titã foram separados da seguinte forma: parte de Saturno no bloco S-M-645 e parte de Titã no bloco S-M-534, ambos para serem ofertados pelos regimes de concessão na 15ª rodada.

A área excedente de Saturno e de Titã, com inclusão do prospecto de Dione, estão dentro do polígono e foram delimitadas no bloco Saturno, por sua vez, a ser ofertado na 4ª rodada de partilha de produção. A estimativa é que os reservatórios na área fora do polígono do pré-sal, blocos S-M-645 e S-M-534, tem recursos in place, não riscados de 9,46 bilhões de barris de petróleo. O excedente no polígono somando o prospecto de Dione aumenta esse volume em 2,8 bilhões, totalizando 12,26 bilhões de barris.