Partilha ou concessão: o contrato desenha o ativo

Duas descobertas na mesma rocha, com o mesmo óleo e a mesma lâmina d'água, podem valer coisas muito diferentes. A diferença mora no contrato que deu acesso ao reservatório.

Há três grandes famílias de contrato. Na concessão, o óleo é da empresa a partir da boca do poço, e o Estado recebe em participações e tributos: bônus de assinatura, royalties, cobranças extraordinárias sobre campos muito produtivos (no Brasil, a participação especial), pagamento pela área retida. Na partilha de produção, o óleo é do Estado; a empresa recebe parte dele para recuperar custos e divide o restante. No contrato de serviço com risco, o óleo nunca muda de dono: a empresa assume o risco exploratório e, se houver produção, é remunerada em dinheiro, por barril ou por reembolso de custos mais uma taxa.

Dos três, o Brasil usa os dois primeiros, ao lado de um regime próprio do pré-sal, a cessão onerosa. A concessão, da Lei 9.478/1997, é o regime geral; a partilha, da Lei 12.351/2010, vale no polígono do pré-sal e em áreas estratégicas. Os royalties vão de 5% a 10% do valor da produção na concessão (Lei 9.478/1997, art. 47) e são de 15% na partilha (Lei 12.351/2010, art. 42). Na concessão, a participação especial é trimestral, progressiva, e só incide em campos de grande volume de produção ou grande rentabilidade (ANP, dez/2024).

Na partilha, a produção tem duas camadas. O custo em óleo (cost oil) devolve ao contratado, em barris e só se houver descoberta comercial, os custos reconhecidos de explorar, avaliar, desenvolver, produzir e desativar as instalações, dentro dos limites do contrato. O excedente em óleo (profit oil) é o que sobra depois dos royalties e do custo em óleo, dividido entre a União e o contratado. É nessa fatia que se compete: no 3º ciclo da Oferta Permanente de Partilha, cinco blocos do pré-sal saíram com ágio médio de 91,20% sobre o percentual mínimo de excedente em óleo para a União fixado no edital (ANP, out/2025). Para quem investe, a partilha muda o que se pode registrar como reserva, porque o direito é sobre uma parcela e não sobre o barril inteiro, e muda a sensibilidade ao preço: com o óleo caro, o custo se recupera com menos barris.

Dentro do bloco, outro contrato decide tanto quanto o assinado com o Estado. O Acordo de Operações Conjuntas (JOA) é a constituição dos sócios: comitê operacional, quóruns, orçamento, chamadas de caixa (cash calls), o destino de quem deixa de pagar, a preferência na venda de participação. O operador conduz as operações, contrata e responde ao regulador e ao órgão ambiental, e precisa do nível de qualificação mais alto que o ambiente exige. O não operador financia a sua parte do orçamento, decide no comitê e audita as contas do operador. Precisa de capital e de leitura técnica; a equipe de campo é do operador.

Quando a jazida atravessa a divisa do bloco, a geologia ignora o contrato e o contrato precisa alcançá-la. A individualização da produção, ou unitização, trata como um só o reservatório partido: um operador, uma divisão pelo volume de cada lado, uma regra para rever a divisão quando os dados mudarem. Negociada cedo, é engenharia. Negociada tarde, é litígio.

Na margem oposta do Atlântico, as perguntas são as mesmas e a arquitetura é outra. Em Angola, as concessões são atribuídas à Concessionária Nacional, função que desde 2019 é da ANPG (Decreto Presidencial n.º 49/19), e as empresas entram por contrato com ela, sobretudo de partilha de produção ou de associação. Além das rodadas de licitação, o país mantém uma oferta permanente de blocos, por concurso público limitado ou negociação direta.

Antes do preço e do volume, o modelo financeiro lê o regime.

A leitura de um ativo começa, portanto, pelos papéis: título, regime, JOA, direitos de preferência e de retirada. A estrutura se desenha dentro desses limites, e quem opera já vem definido no contrato com o Estado e no JOA.