O Brasil conta com três regimes jurídico-fiscais para a exploração e produção de petróleo e gás natural: o de concessão, o de partilha de produção e o de cessão onerosa. A partilha de produção passou a vigorar no país em 2013 e só é adotada nas operações realizadas no Polígono do Pré-Sal e em áreas estratégicas. No regime de cessão onerosa, foram outorgados os blocos de Búzios, Itapu, Atapu, Sépia, Sul de Tupi, Sul e Norte de Berbigão, Sul e Norte de Sururu à Petrobras, mediante contrapartida pecuniária. No regime de cessão onerosa, a Petrobras adquiriu o direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente nessas áreas.

Os regimes de concessão e partilha diferem no modelo e na participação do Estado. Na concessão, todo o petróleo e gás produzidos são adquiridos originariamente pelo concessionário; e o Estado não participa das atividades, limitando-se a regulá-las e fiscalizá-las. As companhias adquirem os blocos em leilões promovidos pela ANP, competindo entre si no valor do bônus oferecido pelas áreas e na oferta de atividades exploratórias (programa exploratório mínimo). A remuneração do Estado se dá pela tributação e pelas participações governamentais. Além do Brasil, os Estados Unidos, Canadá, Rússia, Argentina, Colômbia, México, entre outros países, adotam esse regime.

Na partilha de produção, o Estado participa, sem investir ou correr risco, da atividade de exploração e produção, além de regulá-la e fiscalizá-la. No leilão para oferta de áreas, o bônus é fixo, e a disputa ocorre pelo percentual de excedente da produção de petróleo e gás natural ofertados à União. É declarado vencedor o licitante que oferecer o maior percentual de excedente em óleo para a União. Por serem consideradas de baixo risco exploratório e por seus elevados potenciais, as áreas localizadas no Polígono do Pré-Sal e/ou quando consideradas estratégicas são licitadas em regime de partilha de produção. Países como Rússia, Índia, China, Indonésia, Nigéria, Angola e Cazaquistão trabalham com esse regime.

A tabela abaixo demonstra as principais características de cada regime:

A parcela da União

No regime de partilha de produção, o operador e os contratados arcam com todos os custos do empreendimento e, em caso de sucesso exploratório, são reembolsados com um volume de hidrocarbonetos denominado “custo em óleo”. Para calcular a parcela de petróleo e gás natural da União e dos demais parceiros de cada projeto em regime de partilha, desconta-se, do total da produção de cada campo, o volume correspondente aos royalties devidos e todos os gastos de investimento e operacionais necessários para a execução das atividades de exploração e produção (custo em óleo). A diferença, denominada “óleo lucro”, é repartida entre as empresas participantes do consórcio e a União, a qual receberá a parcela de excedente em óleo que lhe foi ofertada no leilão.

O Polígono do Pré-Sal

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