45
Garantias nanceiras: evoluções
regulatórias para assegurar o efetivo
descomissionamento das instalações
de produção de petróleo e gás natural
no Brasil
1.- Instituto de Energia e Ambiente, Universidade de São Paulo, SP, Brasil mmeneses@usp.br
2.- Instituto de Energia e Ambiente, Universidade de São Paulo, SP, Brasil vparente@iee.usp.br
Marcelo Vítor Martins de Meneses
1
, Virginia Parente
2
Recibido: 25/10/2024 y Aceptado: 04/2/2025
46
47
Diante do cenário de incertezas quanto ao futuro da indústria do petróleo e da possibilidade de
responsabilização internacional em caso de poluição oceânica, países produtores de petróleo,
dentre ele o Brasil, têm promovido a atualização dos seus normativos sobre descomissionamento de
plataformas oshore. Assim, por meio de revisão dos principais normativos internacionais e brasileiros
relacionados ao descomissionamento oshore, este artigo busca analisar o arcabouço regulatório
brasileiro sobre a temática. Adicionalmente, são discutidas as principais questões a serem abordadas
no processo de revisão da regulação de garantia nanceira para mitigar o risco de o contribuinte arcar
com o custo das operações de descomissionamento. Os resultados da análise indicaram haver falta
de transparência na disponibilização de informações à sociedade sobre as atividades de exploração e
produção de petróleo. Além disso, constatou-se a necessidade de aumentar a participação do sistema
nanceiro no provimento de garantias para o descomissionamento. Por m, vericou-se a necessidade
de o órgão regulador estabelecer parâmetros claros para a denição de estimativas de custo do
descomissionamento. As melhorias propostas neste artigo pretendem contribuir para que países como
o Brasil avancem em direção a uma transição energética justa, na qual os custos da transição sejam
adequadamente suportados pelos seus respectivos responsáveis.
In the face of uncertainty regarding the future of the oil industry and the possibility of international
liability in the event of ocean pollution, oil-producing countries, including Brazil, have been updating their
regulations on the decommissioning of oshore platforms. Thus, by reviewing the main international
and Brazilian regulations related to oshore decommissioning, this article seeks to analyze the Brazilian
regulatory framework on the subject. Additionally, the main issues to be addressed in the process of
reviewing the nancial guarantee regulation to mitigate the risk of the taxpayer bearing the cost of
decommissioning operations are discussed. The results of the analysis indicated a lack of transparency
in the provision of information to society about oil exploration and production activities. In addition, it
was found that there is a need to increase the participation of the nancial system in the provision of
guarantees for decommissioning. Finally, it was found that the regulatory body needs to establish clear
parameters for dening decommissioning cost estimates. The improvements proposed in this article
aim to help countries like Brazil move towards a fair energy transition in which the transition costs are
adequately borne by those responsible for them.
Palavras-chave: descomissionamento de plataformas, garantias nanceiras, indústria de petróleo e
gás natural, transição energética, regulação.
KEYWORDS: platform decommissioning, nancial guarantees, oil and natural gas industry, energy
transition, regulation.
Resumo
Abstract
48
1. INTRODUÇÃO
De acordo com relatórios setoriais publicados no
início da década de 2020, o mundo possui mais de
7.500 instalações oshore destinadas à produção
de petróleo e gás natural, distribuídas entre mais
de 50 países (Loia et al., 2022). Grande parte
dessas estruturas, entretanto, estão alcançando
a fase nal de seu ciclo de vida, sendo estimado
que aproximadamente 3.000 plataformas serão
descomissionadas entre os anos de 2021 e 2030,
ao custo total de 100 bilhões de dólares (Lockman
et al., 2023). Estima-se que o Brasil se tornará
um dos principais países em termos de volume
de investimento em descomissionamento, com
um total de investimentos pós-2025 que deve
exceder 180 bilhões de reais. Essas estimativas
superam as previsões de investimentos para
o Reino Unido (119 bilhões de reais) e para os
Estados Unidos, de 55,25 bilhões de reais, para o
mesmo período (FGV Energia, 2021).
Não obstante a fase descomissionamento ainda
não ter sido experimentada por muitos países
produtores de petróleo, uma vez que tais atividades
são normalmente executadas em campos
maduros, não se pode dizer que essa é uma etapa
totalmente desconhecida pela indústria. Como
todo recurso mineral esgotável, ainda durante a
elaboração dos planos de desenvolvimento, é
possível estimar quando os custos de produção
tornarão maiores que a receita advinda da
produção e, consequentemente, quando um
projeto será descomissionado (Kaiser, 2019). Em
razão disso, as plataformas oshore de petróleo
são projetadas para ter uma vida útil equivalente
ao período de produção esperado do campo
onde serão instaladas (FGV Energia, 2022).
Ocorre que, em adição aos fatores
técnicos que inevitavelmente conduzem ao
descomissionamento, a crescente exigência de
descarbonização da economia poderá acarretar
o encerramento das atividades de produção de
petróleo muito antes do planejado (Lockman
et al., 2023). Ambientalistas e pesquisadores
têm armado que, para alcançar as metas
estabelecidas pelo Acordo de Paris e limitar o
aumento da temperatura global a 1,5°C acima
dos níveis pré-industriais, é necessário impor
restrições à produção de combustíveis fósseis.
Assim, sugerem que os países produtores de
petróleo sejam obrigados a renunciar à exploração
de até 60% de suas reservas (Welsby et al., 2021).
Outras medidas mais concretas, entretanto, já
estão sendo adotadas por países industrializados,
a exemplo da proibição da venda de carros com
motor de combustão interna, o que permite
projetar uma redução drástica na demanda futura
de combustíveis fósseis (Panetta, 2022).
Nesse cenário de incertezas quanto ao futuro da
indústria do petróleo, portanto, a preocupação
quanto à capacidade das petrolíferas honrarem
com seus compromissos de m de vida
contratual passou a ser um tema recorrente nas
agendas governamentais. Tal apreensão decorre,
principalmente, do fato de grande parte dos
países produtores de petróleo serem signatários
de tratados internacionais que os obrigam a não
causar poluição oceânica. Assim, nos termos
desses tratados, caso as companhias petrolíferas
não detenham recursos nanceiros para
desativar as instalações de produção, os países
que as autorizaram poderão ser condenados a
assumir os elevados custos das atividades de
descomissionamento (Paterson, 2010).
Para mitigar esse risco nanceiro, então,
países produtores passaram a buscar medidas
mais efetivas para evitar que o custo do
descomissionamento venha a ser suportado
por seus cidadãos pagadores de impostos,
um problema conhecido no mundo econômico
como externalidades (Dernbach, 1998; Mackie
& Fogleman, 2016). Dentre as principais
medidas para garantir a internalização dessas
externalidades referentes às atividades de
descomissionamento, a exigência da contratação
de garantias nanceiras para assegurar o
descomissionamento das instalações de
produção tem se mostrado uma ferramenta com
potencial para evitar que danos socioeconômicos
e ambientais se materializem (Parente et al.,
2006). Essa foi exatamente a opção adotada pela
Brasil, que recentemente promoveu atualizações
49
em seu arcabouço regulatório, de modo a tornar
mais rígidas e claras as obrigações relacionadas
às atividades de descomissionamento a serem
executadas ao m do contrato (Braga & Pinto,
2022).
Tendo sido superada, então, a etapa inicial de
atualização normativa, a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
realizou em 2023 o primeiro ciclo completo de
cobrança de garantias nanceiras, o que torna
possível analisar o processo para identicar
oportunidades de aprimoramento dessa política
pública. Assim, com o objetivo de situar a
atualização da regulamentação brasileira dentro de
um esforço global de construção de mecanismos
para proteger os cidadãos de países produtores
de petróleo quanto ao risco nanceiro associado
às atividades de descomissionamento, este
artigo, por meio de uma revisão histórica, busca
apresentar os principais tratados internacionais
relacionados ao descomissionamento oshore.
Adicionalmente, analisando as informações
publicadas pela ANP sobre o descomissionamento,
serão feitos apontamentos iniciais sobre
oportunidades de evolução do atual arcabouço
regulatório, visando permitir que as garantias
nanceiras cumpram efetivamente sua função.
O diagnóstico alcançado indica que o órgão
regulador deve ampliar a transparência das
informações prestadas à sociedade sobre as
atividades de descomissionamento, além de
estabelecer parâmetros claros que permitam a
elaboração de estimativas conáveis do custo
dessas atividades. Além disso, foi constatada
a necessidade de aumentar a participação do
sistema nanceiro no provimento dos recursos que
garantam a execução do descomissionamento,
reduzindo as possibilidades de autogarantias.
Além desta breve introdução, o presente artigo
contempla mais cinco seções. Na seção dois são
apresentados os principais tratados e convenções
internacionais relacionados à temática do
descomissionamento oshore. A seção três é
dedicada a analisar a inuência das normativas
internacionais sobre a construção do arcabouço
legal e regulatório brasileiro. Por sua vez, na
seção quatro é realizada uma breve análise do
primeiro ciclo de apresentação de garantias, que
se iniciou em 2023. Em seguida, na seção cinco,
são debatidos os principais aspectos que devem
ser considerados para aumentar a efetividade
da política pública em análise. Finalmente, as
considerações nais apresentam os principais
pontos discutidos neste artigo, com destaque
para a indicação dos caminhos que a regulação
brasileira deverá seguir para assegurar uma
transição energética justa no país.
50
2. EVOLUÇÃO DOS TRATADOS E CONVENÇÕES
INTERNACIONAIS DE DESCOMISSIONAMENTO
Buscando proteger o meio ambiente, as rotas
oceânicas para navegação, as atividades
comerciais como a pesca e os outros usos das
águas marítimas, os tratados e convenções
internacionais que governam importantes
aspectos da indústria oshore de petróleo
evoluíram consideravelmente no último século
(Fam et al., 2018). Dentre os tratados internacionais
elaborados nos últimos 60 anos relacionados
à temática do descomissionamento oshore,
três normativos merecem uma apreciação mais
detalhada: a Convenção sobre a Plataforma
Continental, a Convenção das Nações Unidas
sobre o Direito do Mar e as Diretrizes emitidas
pela Organização Marítima Internacional (Martin,
2003).
2.1. A Convenção sobre a Plataforma Continental - Convenção de Genebra (1958)
A Convenção sobre a Plataforma Continental,
também conhecida como Convenção de Genebra,
foi o primeiro tratado internacional relacionado
ao abandonamento ou desuso de instalações
marítimas. Essa convenção estabeleceu a noção e
os limites da plataforma continental e os direitos e
deveres do Estado costeiro relativos à exploração
de recursos naturais em uma área além do mar
territorial (Anderson et al., 2020).
Os principais objetivos deste normativo foram
a proteção das rotas marítimas essenciais à
navegação internacional e à atividade pesqueira,
bem como a conservação dos recursos vivos do
mar e a defesa da investigação cientíca. Nesse
sentido, a convenção determinava que o Estado
costeiro deveria manter a segurança em torno das
instalações da plataforma continental necessárias
para explorar os recursos naturais com o objetivo
de proteger as rotas marítimas. Adicionalmente,
qualquer instalação abandonada ou fora de uso
localizada na plataforma continental deveria
ser totalmente removida (International Law
Commission, 1958).
Cabe mencionar, entretanto, que as atividades
de produção de petróleo oshore ainda eram
muito incipientes quando da elaboração deste
normativo, sendo connadas quase que
exclusivamente a águas rasas (Hammerson &
Antonas, 2016). Nesse sentido, a total remoção
das instalações abandonadas ou fora de uso
era uma determinação plausível de ser seguida.
Entretanto, com a instalação de plataformas
em águas profundas, tornou-se claro que o
cumprimento do dispositivo poderia não mais
ser factível. Por esse motivo, os países mais
avançados na tecnologia de produção em águas
profundas passaram a propor uma interpretação
alternativa para a convenção, na qual apenas
as instalações que pudessem causar alguma
interferência injusticável na navegação, pesca
ou conservação dos recursos vivos deveriam ser
removidas (Paterson, 2010).
51
2.2. A Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (1982)
2.3. As Diretrizes e Normas da Organização Marítima Internacional (OMI) para a Remoção de
Instalações e Estruturas Oshore na Plataforma Continental e na Zona Econômica Exclusiva
Considerando que a indústria do petróleo evoluiu
desde a Convenção de Genebra, os países
produtores de petróleo membros da Organização
das Nações Unidas (ONU) procuraram estabelecer
um normativo menos rígido em relação ao
descomissionamento. Desse esforço, emergiu a
Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do
Mar de 1982, que estabeleceu uma nova ordem
jurídica para os mares e oceanos, tendo como
principais objetivos promover a comunicação
internacional, manter o uso pacíco do oceano,
o uso eciente e a conservação dos recursos
naturais, bem como a proteção do ambiente
marinho (United Nations General Assembly, 1982).
No que diz respeito ao descomissionamento,
essa convenção era nitidamente mais permissiva
do que a Convenção de Genebra, uma vez que
permitia a remoção apenas parcial de instalações
oshore fora de uso. Nos termos dessa nova
convenção, qualquer instalação ou estrutura
fora de uso deveria ser removida. Contudo, no
caso de instalações ou estruturas não totalmente
removidas, a sua posição, profundidade
Diferentemente das convenções apresentadas
anteriormente, as diretrizes da Organização
Marítima Internacional não são vinculativas, sendo
apenas um guia que apresenta recomendações
aos países membros da OMI sobre um assunto
especíco relacionado ao transporte marítimo
(Braga & Pinto, 2022). Entretanto, para aqueles
países que promulgaram a Convenção das
Nações Unidas sobre o Direito do Mar de
1982, visto que tal regulamento menciona que
devem ser observadas as normas publicadas
por uma organização internacional competente,
as diretrizes da OMI tornaram-se de natureza
vinculativa (Fam et al., 2018).
Assim, as diretrizes produzidas por esta
organização, e aprovadas na Assembleia da
OMI em 1989, estabeleceram que as instalações
e dimensões deveriam ser devidamente
publicadas (Martin, 2003). Assim, embora não
seja explicitamente armado que as instalações
oshore pudessem ser parcialmente removidas,
o documento aprovado abre espaço para esta
interpretação (Fam et al., 2018).
Outra importante mudança inserida no texto
dessa convenção é a indicação de que a
remoção de instalações e estruturas oshore
abandonadas deveria ser conduzida de acordo
com padrões internacionais de aceitação geral
relativos ao desmantelamento publicados por
uma organização internacional competente.
Assim, mais uma vez por meio de um esforço
de interpretação textual, à Organização Marítima
Internacional (OMI) foi concedida a autoridade
de desenvolver novos padrões e diretrizes de
descomissionamento em harmonia com o estágio
de desenvolvimento da indústria oshore de
petróleo (Anderson et al., 2020).
ou estruturas abandonadas ou fora de uso
localizadas na plataforma continental ou na zona
econômica exclusiva deveriam ser removidas, a
menos que a sua não remoção ou remoção parcial
fosse coerente com os padrões estipulados pelas
diretrizes da OMI. Essas diretrizes, por sua vez,
estabelecem que a decisão de permitir que uma
instalação, estrutura ou partes dela permaneçam
no fundo do mar deve basear-se numa avaliação
caso a caso pelo Estado costeiro com jurisdição
sobre a instalação ou estrutura. Dentre os
assuntos que devem ser considerados na
análise de cada caso, destacam-se “os custos,
a viabilidade técnica e os riscos de lesões ao
pessoal associados à remoção da instalação ou
estrutura” (International Maritime Organization,
1989, p. 2).
52
3. A RECEPÇÃO DAS CONVENÇÕES INTERNACIONAIS PELO
ORDENAMENTO JURÍDICO E REGULATÓRIO BRASILEIRO
A Convenção das Nações Unidas sobre o
Direito do Mar, celebrada em 1982, recebeu a
assinatura de 159 Estados-membros, dentre eles
o Brasil. Entretanto, antes de ser recebida pelo
ordenamento jurídico brasileiro, foi necessário a
adequação do direito interno ao tratado, o que
ocorreu apenas com a Lei 8.617, de 4 de janeiro
de 1993, que estabeleceu o regramento brasileiro
sobre o mar territorial e a zona econômica
exclusiva. Finalmente, por meio do Decreto 1.530,
de 22 de junho de 1995, foi declarada a entrada
em vigor da Convenção no Brasil, a partir de 16
de novembro de 1994 (Fiorati, 1997).
Assim, a partir dessa data, perante o direito
internacional, o Brasil passou a ser passível de
responsabilização no caso de descumprimento
das normas referentes ao abandonamento ou
desuso de instalações marítimas, incluindo as
de produção de petróleo. Por esse motivo,
desde os primeiros contratos de exploração e
produção rmados entre a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e
as empresas petrolíferas, existe a determinação
explícita de que as empresas contratadas são
obrigadas a executar as atividades de desativação
e abandono.
Por evolução regulatória, esse conjunto
de atividades passou a ser denominado
descomissionamento, e consiste nas atividades
associadas à interrupção denitiva da operação
das instalações, ao abandono permanente e
arrasamento dos poços, além da correta destinação
dos materiais retirados. Adicionalmente, é na fase
de descomissionamento que devem ser realizadas
as ações necessárias para a recuperação
ambiental da área de produção, bem como
tomadas as medidas para a garantir as condições
de segurança para a navegação marítima (Braga
& Pinto, 2022).
Entretanto, as atividades de descomissionamento
são normalmente realizadas ao nal do contrato,
isto é, após o m da vida útil produtiva de um campo.
Assim, caso determinada petrolífera não tenha
reservado os recursos nanceiros necessários
para executar as complexas e dispendiosas
atividades de descomissionamento, e venha a se
tornar insolvente, o governo do Brasil (e em última
instância, o pagador de impostos) pode ser obrigado
a custear as ações de descomissionamento em
decorrência da Convenção das Nações Unidas
sobre o Direito do Mar.
Desta forma, para mitigar tal risco nanceiro,
os contratos de exploração e de produção de
petróleo utilizados no Brasil também estabelecem
obrigações quanto à contratação de garantias de
descomissionamento por parte das petrolíferas.
Ocorre que, pela ausência de previsão para o
início dos projetos de descomissionamento, a
regulação do tema foi, de certa forma, postergada
pela ANP. Contudo, a ausência uma resolução
especíca que estabelecesse normas claras
sobre as formas de apresentação das garantias
de descomissionamento criava um ambiente
de insegurança jurídica e de incertezas para os
contratos de concessão (Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis [ANP],
2019).
O status quo, contudo, começou a ser alterado
no início da década de 2010, em decorrência
da proximidade do m dos contratos assinados
em 1995 entre a ANP e a Petróleo Brasileiro
S.A. (Petrobras). Entretanto, a discussão sobre
descomissionamento no Brasil, de fato, ganhou
consistência a partir da divulgação do plano de
desinvestimento da Petrobras em 2015, que previa
a cessão de campos de produção “maduros”,
isto é, campos que já ultrapassaram seu pico
de produção. Em decorrência desse processo
de cessão, os fatores de risco associados à
indústria petrolífera no país sofreriam alterações,
visto que entre as principais interessadas nos
ativos disponibilizados pela Petrobras estavam
pequenas e médias empresas, muitas dessas
sem experiência prévia no setor do petróleo
(Chambriard, 2021).
53
4. A APLICAÇÃO DO NOVO ARCABOUÇO REGULATÓRIO -
PRIMEIROS CICLOS
Assim, após várias rodadas de discussão
sobre o tema das garantias nanceiras
para descomissionamento com órgãos de
representação das empresas petrolíferas, de
instituições nanceiras e de outras entidades
com interesse no assunto, em 27 de setembro
de 2021, foi publicada a Resolução ANP nº
854/21. Tal resolução tomou como referência as
mais modernas normativas internacionais sobre
o assunto, estabelecendo os procedimentos
Em abril de 2023, a ANP publicou em seu
sítio eletrônico o primeiro “Painel Dinâmico de
Garantias Financeiras de Descomissionamento”,
no qual constavam todos os campos de petróleo
ou gás natural em fase de desenvolvimento ou
de produção no Brasil. Conforme disponível
no referido painel, em 2023, um total de 396
campos estavam obrigados a apresentar garantia
nanceira em alguma das modalidades permitidas
pela Resolução ANP nº 854/21, quais sejam: carta
de crédito, seguro garantia, garantia corporativa,
penhor de petróleo e gás natural, fundo de
provisionamento ou um termo com atributo de
título executivo extrajudicial por meio do qual a
própria empresa assegura os recursos nanceiros
para o descomissionamento (ANP, 2023).
O valor total das garantias a serem apresentadas
em 2023 foi de R$ 82,7 bilhões, o que representa
37% do custo total do descomissionamento
brasileiro, que era estimado em 2023 no montante
de R$ 224 bilhões. Em relação às obrigações de
apresentação de garantia, os valores variavam
de ínmos R$ 50,20 (campo Piranema Sul, em
devolução na bacia Sergipe) até substanciais R$
8,8 bilhões (campo Albacora, em produção na
relacionados às garantias de descomissionamento
no Brasil. Entretanto, para permitir que todas
as instituições nanceiras e o próprio setor do
petróleo se adaptassem às inovações trazidas
pela nova regulação, a Resolução ANP nº 854/21
passou a ter plena efetividade apenas em 02 de
outubro de 2023
1
, passando a ser aplicável a
todos os contratos de exploração e produção de
petróleo e gás natural.
1.- De acordo com a Resolução ANP n° 854/21, em sua primeira versão, as contratadas deveriam apresentar à ANP, até 30 de junho de
2023, garantias nanceiras de descomissionamento conforme o valor publicado no sítio eletrônico da ANP. Contudo, com a publicação da
Resolução ANP 925/2023, a data limite foi postergada para 02 de outubro de 2023.
2.- Material divulgado no “Workshop de Apresentação de Garantias da ANP”, em 2023, indicou um custo total de descomissionamento no
Brasil na ordem de R$ 224 bilhões naquele ano. Esse valor foi atualizado pela ANP em 2024 para R$ 288 bilhões. Esses valores são próximos
de estudos realizados por consultoria privadas, como a Aurum Tank, que estimou, em 2024, investimentos em descomissionamento no Brasil
da ordem de R$ 306 bilhões nos próximos 30 anos (https://aurumenergia.com.br/desmontagem-de-plataformas-pode-movimentar-r-306-bi/).
bacia Campos). Por sua vez, no que se refere à
localização, a bacia de Campos foi aquela com o
maior valor a ser garantido em 2023, no montante
de R$ 46,8 bilhões
2
, o que representa cerca de
60% do total de garantias do ano, conforme
ilustrado na Figura 1.
54
A representatividade da bacia do Campos no
custo do descomissionamento brasileiro não
chega a surpreender. Tal bacia teve produção
iniciada em 1977, abrigando os primeiros grandes
campos e poços produtores do oshore brasileiro,
sendo ainda hoje a bacia com o maior número
de campos em produção entre todas as bacias
brasileiras. Contudo, a área tem apresentado
uma queda progressiva de produção na última
década, sendo que muitos dos campos dessa
bacia estão sendo desmobilizados ou devolvidos.
Assim, devido a proximidade do m de contrato
para muito desses campos, a ANP exige um
valor proporcionalmente alto em garantia de
descomissionamento para esses campos.
Por seu turno, em relação à responsabilidade
de apresentar tais garantias, a Resolução
ANP nº 854/21 determina que é obrigação da
operadora do contrato apresentá-las, ainda que
seja facultada às consorciadas apresentarem
garantias individualmente. Por esse motivo,
o Painel Dinâmico de Garantias Financeiras
de Descomissionamento relaciona o valor a
ser oferecido em garantias para determinado
campo com a operadora do referido contrato de
exploração e produção. Conforme a informação
disponibilizada no painel, a Petrobras foi a
operadora com o maior valor a ser apresentado,
R$ 64,4 bilhões (cerca de 80% do valor total
em 2023). Além dela, outras quatro operadoras
apresentam valores igual ou superiores a um bilhão
de reais: Shell, R$ 6,2 bilhões; Carmo Energy, R$
2,7 bilhões; Equinor, R$ 1,6 bilhões; e Trident
Energy, R$ 1,0 bilhão. Juntas as cinco empresas
representaram 92% do valor a ser garantido em
2023, conforme apresentado na Figura 2.
Figura 1 Valor das garantias nanceiras de 2023 por bacia, em percentual
Figura 2 Valor das garantias nanceiras de 2023 por operador, em percentual
Fonte: Elaboração própria a partir de dados publicados no Painel Dinâmico de Garantias
Financeiras de Descomissionamento - ANP (2023).
Fonte: Elaboração própria a partir de dados publicados no Painel Dinâmico de Garantias
Financeiras de Descomissionamento - ANP (2023).
55
Até o momento, ainda não foi publicado pela ANP
nenhum relatório ocial que detalhe os valores
recebidos pelas diferentes modalidades de
garantia previstas na resolução. Contudo, Barbosa
et al. (2024) apresentam a primeira análise dos
resultados da regulação brasileira de garantias de
descomissionamento. Conforme o diagnóstico
elaborado pelos autores, em 2023, a modalidade
termo que assegure o descomissionamento
pela própria contratada correspondeu a 67,9%
do montante recebido, tendo sido utilizada por
duas empresas. A segunda modalidade com
maior representação foi a garantia corporativa,
correspondendo a 15,8% do valor recebido,
tendo sido a modalidade escolhida por quatro
empresas. Outra modalidade amplamente
Tendo em vista que a Resolução ANP nº 854/21
determina que o valor das garantias nanceiras
deve ser atualizado anualmente, em abril de 2024,
a ANP publicou o segundo Painel Dinâmico de
Garantias Financeiras de Descomissionamento
(ANP, 2024). Nesse segundo ano de regulação,
houve um acréscimo do valor a ser assegurado,
que passou a ser de R$ 92,6 bilhões, uma elevação
de 12% em relação ao ano anterior. Por sua vez,
esse valor passou a corresponder a apenas 32%
do custo total do descomissionamento brasileiro,
estimado em R$ 288 bilhões em 2024. A bacia
de Campos permaneceu correspondendo a
cerca de 60% do valor a ser garantido, bem
Figura 3 Distribuição das garantias de descomissionamento recebidas em 2023 por
modalidade, em percentual
Fonte: Barbosa et al. (2024).
utilizada foi o seguro garantia, que foi a opção de
28 petrolíferas. As apólices de seguro garantia
foram emitidas por nove seguradoras diferentes,
totalizando 8,8% do valor assegurado. Também
popular, as cartas de crédito foram a escolha
de 23 empresas, que por meio de sete bancos
garantiram 2,6% do total do ano. Completam o
quadro, o penhor de petróleo e gás natural (4,9%)
e o fundo de provisionamento (inferior a 0,1%),
conforme demonstrado na Figura 3.
como a Petrobras se manteve como a operadora
responsável por apresentar cerca de 80% do
valor das garantias.
56
Tabela 1 – Comparativo entre os valores de garantias de descomissionamento dos anos
2023 e 2024
Fonte: elaboração própria a partir de dados publicados no Painel Dinâmico de Garantias
Financeiras de Descomissionamento - ANP (2023) e ANP (2024).
Válido mencionar, contudo, que dos 401 campos
listados no Painel Dinâmico de Garantias
Financeiras de Descomissionamento de 2024,
158 campos (39%) apresentam valores de
aporte de garantia de descomissionamento
inferiores em 2024 quando comparados com o
ano de 2023, totalizando uma redução de R$
9,2 bilhões. A constatação da redução do valor a
ser garantido em 2024 para alguns campos, em
um primeiro momento, levanta questionamentos
quanto à adequação da metodologia de cálculo
do valor a ser garantido anualmente denido na
Resolução ANP nº 854/21. O método, chamado
Modelo de Aporte Progressivo (MAP), prevê
Conforme mencionado nas seções anteriores,
grande parte dos países produtores de petróleo
são signatários de tratados e convenções
internacionais que os obrigam a não causar
poluição oceânica. Sendo assim, tais países
são passíveis de responsabilização no caso
do descumprimento dessa obrigação (Braga &
Pinto, 2022). Nesse contexto, diversos países, a
exemplo dos Estados Unidos e do Reino Unido,
o aumento gradual do valor garantido a cada
ano, visando alcançar 100% do custo total do
descomissionamento ao nal do contrato de
exploração. Entretanto, no caso de elevações
no valor das reservas provadas e prováveis (2P),
de extensões de prazo do contrato, ou mesmo
de reduções do custo estimado das atividades
de descomissionamento, o valor a ser garantido
pode diminuir, ao invés de aumentar, de um ano
para o outro.
5. DISCUSSÃO SOBRE APRIMORAMENTOS DO ARCABOUÇO
REGULATÓRIO BRASILEIRO VIGENTE EM 2024
estabeleceram normas nacionais para mitigar
o risco de as empresas falharem em cumprir
com suas obrigações de m de vida contratual,
deixando para os governos locais (e em última
instância seus cidadãos) a conta das atividades de
descomissionamento (Department for Business,
Energy & Industrial Strategy, 2018; Bureau of
Ocean Energy Management, 2024).
57
Fica claro, portanto, que o cidadão é o
destinatário nal das políticas de garantias de
descomissionamento. Entretanto, no caso
brasileiro, embora a ANP tenha publicado a
Resolução ANP nº 854/21 e dado um passo a mais
ao disponibilizar no Painel Dinâmico de Garantias
de Descomissionamento informações básicas
sobre as garantias, percebe-se que informações
importantes não estão sendo compartilhadas
com a sociedade. Dentre tais informações, cabe
destacar o custo total de descomissionamento
de cada campo, o que corresponde exatamente
ao risco nanceiro suportado pela população
em cada projeto no caso do inadimplemento
do operador em relação às suas obrigações
contratuais. Portanto, aumentando a transparência
em relação aos dados do setor de petróleo, a
ANP possibilitará que os cidadãos participem
ativamente dos fóruns de discussão sobre a
política de descomissionamento, evitando que
essas arenas de debate sejam monopolizadas
pelas empresas petrolíferas e suas entidades
representativas.
Ainda no campo da transparência, cou
constatado que o Painel Dinâmico de Garantias
de Descomissionamento apresenta a informação
das obrigações de garantia conectada apenas
aos operadores dos contratos. Contudo,
considerando que a própria Resolução ANP nº
854/21 determina que em caso de consórcios
todas as contratadas serão solidariamente
responsáveis pela solvabilidade das garantias
nanceiras, é fundamental que a sociedade tenha
acesso ao montante de garantias nanceiras a
ser ofertado por cada consorciada, não apenas
pelo operador. Essa informação poderia ser útil,
por exemplo, para fomentar estudos acadêmicos
sobre a denição do risco nanceiro máximo
tolerável para cada perl de petrolífera, bem como
para a elaboração de indicadores de qualidade
nanceira que poderiam ser utilizados nos
processos de aquisição de campos maduros, ou
mesmo pelas instituições nanceiras na hora da
contratação das garantias.
Por sua vez, cabe reexão mais profunda sobre
a real efetividade da própria política de garantias
nanceira quando vericado que cerca de 90% do
valor recebido pela ANP corresponde a garantias
em que a própria indústria do petróleo assegura
os recursos nanceiros para o cumprimento das
obrigações de descomissionamento. Malone
e Winslow (2018), ao analisarem as recentes
falências no setor de mineração dos Estados
Unidos, vericam que as garantias fornecidas
pelas próprias empresas (autogarantias) não
funciona mais como um mecanismo ecaz de
garantia nanceira, devendo os governos exigirem
garantia nanceira mais rigorosas. No setor
petrolífero, como já mencionado, vericamos os
mesmos riscos de falência de empresas, visto
que a crescente exigência de descarbonização
da economia ameaça o futuro da indústria do
petróleo, podendo limitar a capacidade de as
petrolíferas concretizarem os lucros planejados
para os atuais projetos de produção.
Assim, é altamente recomendado o
compartilhamento dos riscos inerentes à atividade
petrolífera com outros setores da economia,
principalmente o setor nanceiro. Nesse sentido,
Parente et al. (2006) defende que a constituição
de fundos de provisionamento dedicados, que
acompanhem o projeto oshore ao longo de
sua vida útil, seria a opção mais adequada para
diminuir os riscos da produção em campos de
economicidade marginal, permitindo que as
atividades de descomissionamento deixem de
ser encaradas apenas como o “m de vida” de
um ativo energético, mas também como uma
parte fundamental da economia circular e do
desenvolvimento sustentável.
No que se refere à redução do valor do aporte
de alguns campos em 2024 quando comparado
com o ano de 2023, percebe-se que o contratado
detém uma grande discricionariedade na denição
as atividades de descomissionamento que
efetivamente serão executadas ao m do contrato.
Tal discricionariedade permite que as petrolíferas
adotem metodologias diferentes de abandono,
o que inevitavelmente acarreta diferentes custos
a serem contabilizados (Barbosa et al., 2022).
Nesse sentido, cabe ao regulador aprimorar as
resoluções que determinam quais instalações
deverão ser removidas, bem como denir
claramente o método de descomissionamento a
ser empregado na elaboração das estimativas de
custo de descomissionamento.
58
Ainda no tocante aos custos, a falta de experiência
dos operadores na execução de atividades de
descomissionamento tem tornado as estimativas
de custos extremamente voláteis. Campos
operados por empresas de porte similar, em
profundidades de lâmina d’água equivalentes e
com produções semelhantes podem apresentar
estimativas de custos diferentes devido ao nível
de risco que cada empresa está disposta a
assumir, especialmente em relação aos riscos
de lesões ao pessoal designado para a remoção
das instalações ou estruturas. Além disso, ainda
há uma carência de estudos para determinar se
as novas petrolíferas, que começaram a atuar na
indústria após o processo de desinvestimento da
Petrobras, realmente apresentam custos inferiores
de descomissionamento ou se, na verdade, tais
estimativas estão subdimensionadas.
Por m, pode-se armar que há baixos incentivos
para que as empresas apresentem os custos de
descomissionamento de forma acurada. Devido
à forma que o Modelo de Aporte Progressivo foi
estabelecido, quanto maior o custo estimado,
maior será o valor da garantia a ser apresentada
anualmente. Por consequência, maiores serão
os gastos das petrolíferas com a aquisição de
instrumentos de garantia nanceira. Portanto, em
um típico dilema do principal-agente, em condições
de informação assimétrica e incompleta, as
contratadas têm o incentivo de apresentar custos
estimados na extremidade inferior do espectro de
possibilidades, objetivando reduzir seus custos
operacionais (Mackie & Velenturf, 2021). Para
mitigar essa questão, a ANP deve robustecer seu
corpo técnico, permitindo a criação de bases de
conhecimento independentes da conabilidade
das informações prestadas pelo contratado.
Conforme visto, a crescente urgência da ação
climática em linha com o Acordo de Paris,
juntamente com a adoção de fontes de energia
renováveis e tecnologias energeticamente
ecientes podem afetar signicativamente o
futuro da indústria do petróleo. Nesse contexto,
devido a existência de tratados que restringem
a poluição oceânica, governos ao redor do
mundo têm sido compelidos a atualizar seus
regulamentos sobre o descomissionamento de
plataformas oshore para garantir que os custos
dessa atividade sejam internalizados pela indústria
petrolífera e, indiretamente, pelos consumidores
de combustíveis fósseis, não sendo socializados
com a população geral de forma indiscriminada.
Por sua vez, o governo do Brasil, país com
um dos maiores investimentos projetados em
descomissionamento para as próximas décadas,
não se eximiu de sua responsabilidade social,
e tornou mais rígidas e claras as obrigações
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS
relacionadas às garantias do descomissionamento
por meio da publicação da Resolução ANP nº
854/21. Contudo, após completado o primeiro
ciclo de apresentação de garantias, foi possível
analisar os principais aspectos em que o arcabouço
regulatório brasileiro vigente poderia evoluir
para garantir que as petrolíferas assegurem os
recursos para descomissionar as infraestruturas
de produção de petróleo a contento.
Dentre as principais conclusões da análise,
destacou-se a necessidade de a ANP aperfeiçoar
a transparência das informações prestadas
à sociedade sobre as atividades da indústria
do petróleo atuante no país. A divulgação de
informações, tais como o valor estimado do
descomissionamento e a participação de cada
petrolífera nos contratos de produção, permitirá
que os cidadãos, como parte interessada
nas políticas públicas do setor, tenham o
conhecimento necessário que os habilite a
59
participar, como stakeholders, dos fóruns de
discussão sobre as evoluções nas regulações
sobre descomissionamento.
Vericou-se, também, a necessidade de aumentar
o envolvimento do setor nanceiro no provimento
de recursos para assegurar o suporte econômico
das atividades de descomissionamento, como
forma de reduzir o risco de as petrolíferas falharem
em cumprir com suas obrigações contratuais em
um cenário de rápida substituição da produção
petrolífera por fontes renováveis de energia. Além
disso, foi constatado ser imprescindível reduzir a
discricionariedade dos contratados em relação à
denição do custo do descomissionamento, por
meio do estabelecimento de uma metodologia
padrão e do enriquecimento das bases de dados
da ANP.
Em síntese, os formuladores de políticas públicas
no setor de petróleo e gás natural devem ser
estimulados a ajustar os regulamentos vigentes para
responder ao complexo cenário dos combustíveis
fósseis, antecipando-se para proteger os
cidadãos dos custos do descomissionamento
das infraestruturas de produção oshore.
Nesse sentido, a implementação das melhorias
regulatórias propostas neste artigo contribuirá
para que países como o Brasil avancem em
direção a uma transição energética mais justa, na
qual os custos da transição sejam adequadamente
suportados pelos seus respectivos responsáveis.
60
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