Assessoria em Fusões, Aquisições e Joint Ventures no Setor de Petróleo e Gás

Cessão de direitos em petróleo e gás é a transferência, total ou parcial, de um contrato de exploração e produção de uma empresa para outra, e ela não se completa com a assinatura do contrato de compra e venda. O contrato só muda de titular depois que o órgão competente autoriza e as partes assinam o termo aditivo.

O Farenzena Tonon Advogados conduz essas operações para operadoras, produtoras independentes e grupos estrangeiros, tanto na compra quanto no desinvestimento.

Se o seu ativo é de concessão, quem autoriza é a ANP. Se é de partilha, quem autoriza é o Ministério de Minas e Energia, ouvida a ANP. O regime decide o seu rito, o seu prazo e quem assina.

Notificada a aprovação, você tem trinta dias para assinar o termo aditivo, e as condicionantes impostas pela agência precisam estar cumpridas dentro desse prazo.

Quem toma a decisão da agência por consumação da operação perde essa janela. O processo é arquivado e o seu requerimento recomeça do peticionamento.

Receber análise do meu caso pelo WhatsApp

Neste conteúdo

• Este serviço é para você se
• Cessão de direitos em petróleo e gás: a autorização da ANP não transfere a titularidade
• Quem autoriza a cessão muda com o regime do contrato
• As etapas do processo de cessão e os prazos que arquivam o pedido
• O nível de qualificação decide que ativo a cessionária pode receber
• As cinco falhas de documentação que fazem a ANP arquivar o pedido
• As garantias que a cessionária apresenta antes do termo aditivo
• Consumar a operação sem decisão do Cade anula o ato e gera multa
• No consórcio, a participação se divide e o descomissionamento segue o operador
• Situações em que a leitura regulatória muda a operação
• O que este serviço não faz e quando outro caminho resolve
• Perguntas frequentes

Este serviço é para você se

Cinco situações levam uma empresa do setor a procurar assessoria antes de assinar. Se o seu caso é um deles, a leitura regulatória vem primeiro.

• “Comprei a participação no campo e apareceu uma autuação anterior à cessão.” A sanção segue quem praticou a conduta, mas a obrigação de reparar acompanha o ativo, e a distinção decide quem paga o quê. Foi o que se discutiu em quem compra um ativo com multa ambiental já lavrada.
• “Vendi a minha participação e continuo recebendo cobrança do órgão.” Quem transferiu o ativo antes do fato não responde pela penalidade aplicada depois, e isso se demonstra com data de cessão e data do dano. É a situação de quem alienou o bem antes de o dano existir.
• “A execução fiscal da multa chegou para a empresa que comprou o ativo.” A cobrança judicial tem polo passivo próprio, e redirecionar a execução para o adquirente exige fundamento que muitas vezes não existe no processo. Foi o que se reconheceu em execução fiscal que não alcança o adquirente.
• “O órgão diz que eu respondo porque a responsabilidade é objetiva.” Responsabilidade sem culpa continua exigindo prova de que a conduta da empresa se liga ao dano. É a leitura de responsabilidade objetiva que não dispensa o nexo causal.
• “Houve um incidente na operação e o órgão autuou a minha empresa.” Em operação compartilhada, identificar quem detinha a guarda do bem no momento do incidente muda o destinatário da multa. Foi o que se enfrentou em vazamento em que se discutiu de quem era a multa.

Não encontrou a sua situação? Descreva a operação que você pretende realizar e a equipe informa qual autorização ela exige e em que prazo.

Cessão de direitos em petróleo e gás: a autorização da ANP não transfere a titularidade

A autorização da agência não transfere o seu contrato: ela permite que a transferência seja feita. A titularidade passa quando você assina o termo aditivo, e não antes.

Pelo art. 29 da Lei 9.478/1997, você pode transferir o contrato de concessão desde que preserve o objeto e as condições contratuais e o novo concessionário atenda aos requisitos do art. 25.

Mas o parágrafo único do mesmo artigo condiciona tudo: a transferência só ocorre mediante prévia e expressa autorização da ANP. Sem ela, você não tem cessão, tem um contrato entre particulares.

Daí vem o desenho que sustenta esta página, e que a maioria dos instrumentos privados do setor não reflete: a operação tem dois fechamentos, e o segundo é o que conta.

No primeiro, você e a outra parte assinam o instrumento privado e definem preço, declarações e alocação de passivo. No segundo, a ANP autoriza por Resolução de Diretoria e vocês assinam o termo aditivo com a agência.

Entre um e outro corre o prazo de trinta dias, contado da notificação da aprovação, e é nele que a sua operação precisa ter todas as condicionantes cumpridas.

Esse é o ponto em que operações bem negociadas se perdem. A sua garantia de descomissionamento não chega constituída, um ato societário está desatualizado, um documento não foi notarizado, e os trinta dias terminam.

O efeito prático não é um atraso administrativo. O processo é arquivado, o requerimento volta ao peticionamento e o cronograma de pagamento negociado no instrumento privado perde a sua referência.

Neste serviço, o Farenzena Tonon Advogados começa a trabalhar antes do instrumento privado, justamente para que as suas condicionantes previsíveis já estejam resolvidas quando a aprovação sair.

Quem autoriza a cessão muda com o regime do contrato

Não existe uma autoridade única. O regime em que o seu ativo foi outorgado define quem autoriza a cessão, quem fixa os requisitos do cessionário e se os demais sócios têm preferência.

Regime do ativo	Quem autoriza a cessão	O que a lei exige além da autorização
Concessão de exploração e produção (Lei 9.478/1997)	ANP, por prévia e expressa autorização (art. 29, parágrafo único)	Preservação do objeto e das condições contratuais, e atendimento pelo cessionário dos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos fixados pela ANP (arts. 29 e 25)
Partilha de produção (Lei 12.351/2010)	Ministério de Minas e Energia, ouvida a ANP (art. 31)	Preservação do objeto, requisitos técnicos, econômicos e jurídicos fixados pelo próprio Ministério, e direito de preferência dos demais consorciados na proporção de suas participações (art. 31, I a III)
Autorização de transporte, refino e processamento (Lei 9.478/1997)	ANP, que regulamenta a transferência de titularidade da autorização (art. 56, parágrafo único)	Atendimento aos requisitos de proteção ambiental e de segurança de tráfego, nas condições que a agência estabelecer (arts. 53 e 56)

A diferença entre a primeira e a segunda linha é maior do que parece, e muda a quem o escritório endereça o seu pedido. Na partilha quem decide é o Ministério, e a ANP apenas opina.

Some-se a isso o direito de preferência dos demais consorciados, que o art. 31, III, garante na proporção das participações. Um sócio seu pode exercê-lo e tomar o lugar do comprador que você negociou.

Há ainda uma leitura que a maioria dos vendedores descobre tarde. Estruturar o seu negócio como compra da empresa, em vez de cessão da participação contratual, não o retira do alcance da agência.

A própria ANP registra que a autorização para cessão, fusão, cisão, incorporação, mudança de operadora e substituição de garantia de performance é precedida de processo administrativo de cessão, instaurado e instruído por ela.

E a Resolução ANP nº 588/2015 alcança a alteração de composição societária com transferência do controle majoritário da concessionária. Trocar o veículo da operação muda o rito, não o gargalo.

Essa leitura é o que separa este serviço da assessoria em fusões e aquisições com operações internacionais, que trata da due diligence ambiental do ativo em qualquer setor.

As etapas do processo de cessão e os prazos que arquivam o pedido

O rito tem nove etapas e prazos fixados no Manual de Procedimento de Cessão da ANP. Três deles correm contra você, sob pena de arquivamento do seu pedido.

1. Peticionamento eletrônico. O processo começa pelo requerimento de autorização, e a análise só se inicia quando todos os documentos exigidos estão juntados.
2. Notificação de documentação faltante. Verificada a ausência de documentos, você tem trinta dias para completar a instrução, sob pena de arquivamento.
3. Manifestação das áreas técnicas. As superintendências que compõem o comitê de acompanhamento têm quinze dias para se manifestar, prazo que sobe para trinta dias quando há mudança de operadora.
4. Qualificação da cessionária. A superintendência de promoção de licitações analisa a sua documentação em quinze dias úteis, prorrogáveis por igual período, contados da entrega completa.
5. Reunião do comitê de acompanhamento. A convocação se dá em prazo não inferior a dois dias úteis após as manifestações técnicas, e pode ser dispensada nas hipóteses que o próprio Manual prevê.
6. Parecer jurídico. A Procuradoria-Geral da agência analisa o processo e emite parecer, etapa para a qual o Manual não fixa prazo.
7. Deliberação da Diretoria Colegiada. A decisão sai em Resolução de Diretoria, publicada no sítio da ANP, e é esse ato que autoriza a cessão.
8. Cumprimento de exigências. A qualquer momento a agência pode notificá-lo para sanar falhas ou apresentar documentos em trinta dias, salvo prazo diverso, também sob pena de arquivamento.
9. Assinatura do termo aditivo. Você e as demais partes assinam em trinta dias contados da notificação da aprovação, com as condicionantes cumpridas, e o extrato sai no Diário Oficial da União.

Sobre esse rito corre um prazo maior, e é com ele que o seu cronograma trabalha. Na concessão, a ANP tem noventa dias, após a documentação completa, para aprovar ou denegar o pedido.

Na partilha o cálculo é outro: noventa dias para a recomendação da agência e mais sessenta dias para o Ministério de Minas e Energia se manifestar.

O seu cronograma de operação, se ignorar esses números, nasce errado. Um ano de prazo contratual para a condição regulatória é folgado na concessão e apertado na partilha com mudança de operadora.

Há um detalhe de contagem que decide o seu resultado. O prazo de noventa dias corre da documentação completa, e não do peticionamento, de modo que cada notificação de falta reinicia a contagem útil.

É por isso que, neste serviço, o esforço se concentra na instrução inicial. Processo protocolado completo consome menos tempo de operação do que processo protocolado cedo e corrigido depois.

O nível de qualificação decide que ativo a cessionária pode receber

A agência não avalia a cessionária como compradora: ela a qualifica como operadora, por pontuação técnica e por patrimônio líquido mínimo, e o nível obtido limita as áreas que você pode receber.

Os níveis seguem as regras do edital de licitações mais recente aprovado pela Diretoria Colegiada antes do protocolo do pedido, e o Manual de Procedimento de Cessão os reproduz na seguinte escala.

Nível de operadora	Pontuação técnica	Patrimônio líquido mínimo	Áreas que pode receber
Operadora A	81 pontos ou mais	R$ 230.000.000,00	Águas ultraprofundas, profundas e rasas, terra e acumulações marginais
Operadora B	de 30 a 80 pontos	R$ 100.000.000,00	Águas rasas, terra e acumulações marginais
Operadora C	de 2 a 29 pontos	R$ 8.000.000,00	Terra, excluídas as bacias do Amazonas, do Solimões e do Acre-Madre de Dios, e acumulações marginais
Operadora D	profissional de exploração e produção com pelo menos dois anos de experiência	R$ 1.200.000,00	Somente acumulações marginais

Duas regras do enquadramento costumam surpreender quem compra. A agência enquadra a interessada no maior nível possível, mas, se o seu nível técnico e o econômico-financeiro divergirem, prevalece o menor.

E a qualificação como Operadora A exige experiência comprovada como operadora em águas rasas, profundas ou ultraprofundas, independentemente da pontuação somada.

Na prática, se a sua empresa tem capital de sobra e nenhum histórico operacional em mar, ela não recebe um ativo marítimo, por mais bem desenhada que seja a estrutura societária da aquisição.

Se a sua empresa não comprova experiência própria e se qualifica pelo grupo societário, a agência exige dela garantia de performance como operadora, o que acrescenta um item às suas condicionantes.

As cinco falhas de documentação que fazem a ANP arquivar o pedido

A agência publica as falhas mais comuns nos processos de cessão, e é por elas que o escritório começa a conferência do seu requerimento. Nenhuma é jurídica complexa, todas são de instrução.

• Poderes dos representantes legais sem comprovação. Quem assina o seu requerimento precisa demonstrar, por ato societário vigente, que podia assinar pela empresa naquela data.
• Condições de exercício desses poderes descumpridas. Estatuto que exige assinatura conjunta de dois diretores, ou autorização prévia do conselho de administração, torna inválida a assinatura isolada.
• Balanços não auditados. A comprovação do seu patrimônio líquido mínimo depende de demonstração financeira auditada, e balanço gerencial não serve para o enquadramento.
• Documentos sem notarização. Se a sua operação tem parte estrangeira, a cadeia de notarização e consularização consome semanas, e começá-la depois da aprovação estoura o prazo do termo aditivo.
• Documentos sem assinatura. Declarações exigidas no requerimento chegam em branco no campo da assinatura, com frequência suficiente para a agência listá-las entre as falhas típicas.

Você precisa reunir uma lista extensa e específica do setor: sumários técnicos próprios, declarações do sistema de gestão de segurança operacional para campos marítimos e terrestres, e declarações sobre o sistema de medição.

Cedente e cessionária têm de declarar a passagem das informações de segurança e das informações de gestão da medição, uma a uma, em documentos separados.

Some-se a isso a declaração de não enquadramento nos critérios da Lei 12.529/2011 e a declaração de pendência documental perante o Cade, que ligam o processo da agência ao controle de concentração.

Reunir esse conjunto é trabalho de semanas, não de dias, e é a parte do serviço que mais economiza tempo de operação quando começa cedo.

As garantias que a cessionária apresenta antes do termo aditivo

Duas garantias distintas podem ser exigidas de você na cessão, e a aprovação de uma delas é condição para assinar o termo aditivo. Nenhuma das duas se resolve com minuta.

• Garantia financeira de descomissionamento. A Resolução ANP nº 854/2021, em vigor desde 1º de novembro de 2021, exige garantia financeira nos contratos em fase de produção que passam por cessão, e a aprovação dessa garantia é condicionante do termo aditivo.
• Valor definido pela agência, não por você. O montante segue o modelo de aporte progressivo calculado pela superintendência de desenvolvimento e produção, e não é objeto de negociação entre as partes.
• Substituição da garantia da cedente. Desde 30 de junho de 2023, a garantia apresentada pela cessionária substitui a da cedente, e a garantia da cessionária precisa chegar ao processo já constituída, porque minutas não são analisadas.
• Garantia de performance. A substituição se torna obrigatória quando a alteração societária da concessionária rompe a relação de controle entre garantidora e garantida, e a isenção só cabe quando deixam de existir os motivos que levaram à sua apresentação.

A cedente que se retira do contrato precisa indicar, no próprio requerimento de autorização, o seu interesse na devolução da garantia prestada. Omissão nesse campo deixa a garantia ativa depois da saída.

Se a sua cessão não se efetivar, a garantia apresentada pela cessionária é devolvida. E, consumada a cessão, a agência abre novo processo para o monitoramento anual daquela garantia.

Essa engrenagem explica por que o preço de uma participação em campo maduro raramente reflete só a reserva remanescente. Ele reflete o aporte de garantia que você vai imobilizar até o fim da vida útil do ativo.

Daí decorre uma consequência de negociação. Dimensionar a garantia antes de você assinar o instrumento privado é o que permite tratá-la como ajuste de preço, e não como surpresa na condicionante.

Conversar com a equipe pelo WhatsApp

Consumar a operação sem decisão do Cade anula o ato e gera multa

O controle de concentração é prévio e tem consequência própria. Se você consuma a operação antes da apreciação, o ato é nulo e a multa incide, independentemente de qualquer problema concorrencial.

Pelo art. 88 da Lei 12.529/2011, o critério de faturamento é cumulativo. No texto da lei os valores são de R$ 400.000.000,00 e de R$ 30.000.000,00, e o § 1º autoriza a sua adequação por portaria interministerial.

Essa adequação já ocorreu. Pela Portaria Interministerial nº 994, de 30 de maio de 2012, os valores vigentes são de R$ 750 milhões para um dos grupos e de R$ 75 milhões para outro grupo envolvido na operação.

O prazo também está na lei. O § 2º do art. 88 fixa em duzentos e quarenta dias o limite do controle prévio, contados do protocolo da petição ou de sua emenda, prorrogáveis por até noventa dias por decisão fundamentada do Tribunal.

Quem consuma antes de a decisão sair enfrenta o § 3º, e é um risco que o escritório mapeia no seu cronograma: nulidade do ato e multa de R$ 60.000,00 a R$ 60.000.000,00, mais processo por infração à ordem econômica.

E o § 4º obriga a preservar as condições de concorrência entre as empresas envolvidas até a decisão final, sob a mesma sanção. É a regra que transforma integração antecipada de equipes e de informações comerciais em risco direto.

No setor de petróleo e gás, o ponto sensível da sua operação raramente está na participação em bloco exploratório. Está na infraestrutura associada, onde escoamento, processamento e estocagem concentram mercado.

Por isso as duas condições regulatórias precisam ser cronogramadas juntas. A operação que obtém a Resolução de Diretoria da ANP e ainda não tem decisão do Cade não pode assinar nada, e os trinta dias do termo aditivo seguem correndo.

A declaração de pendência documental perante o Cade, exigida na instrução do processo de cessão, é o ponto em que as duas frentes se encontram formalmente. Tratá-las em sequência, e não em paralelo, custa meses.

No consórcio, a participação se divide e o descomissionamento segue o operador

Participação no contrato e responsabilidade pela operação são coisas distintas. Se você detém dez por cento de um consórcio, tem dez por cento dos direitos patrimoniais, e não dez por cento da obrigação de descomissionar.

Na partilha de produção, a lei organiza o arranjo. O art. 20 da Lei 12.351/2010 determina que o vencedor constitua consórcio com a empresa pública representante da União e com a Petrobras quando ela for indicada operadora.

Os direitos e as obrigações patrimoniais de cada contratado são proporcionais à sua participação no consórcio, pelo § 2º do mesmo artigo. A administração, pelo art. 22, cabe ao comitê operacional.

Esse comitê é onde a governança realmente acontece. A empresa pública indica metade dos integrantes, inclusive o presidente, e cabe ao comitê definir os planos de exploração, de avaliação e de desenvolvimento que serão submetidos à ANP.

Ao lado do contrato de consórcio, você celebra o acordo de operações conjuntas, conhecido no setor como joint operating agreement. É nele que se distribuem custos, votos, chamadas de capital e a inadimplência de um sócio.

Mas esse acordo vale entre os sócios. Perante a agência e perante o órgão ambiental, a obrigação de descomissionar é do operador, e a ANP registra que o cedente apresenta o programa de descomissionamento das instalações sob a sua responsabilidade.

Você tem margem de arranjo, e ela é limitada. O descomissionamento parcial pode ser acordado entre cedente e cessionária, com anuência da agência, e a garantia permanece exigível para as instalações remanescentes.

O prazo desse programa é longo e precisa entrar na modelagem da sua compra. Ele é apresentado cinco anos antes do fim da produção ou do término do contrato, a três instituições: a ANP, o Ibama e a Marinha.

Acima de tudo isso está o art. 28, § 2º, da Lei 9.478/1997, que obriga o concessionário a remover, por sua conta exclusiva, os bens que não sejam objeto de reversão.

O mesmo dispositivo o obriga a reparar ou indenizar os danos decorrentes das suas atividades e a praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelos órgãos competentes.

Se você lê essa obrigação como item contábil, subestima o ativo que está comprando, porque ela não se extingue com a devolução da área.

Nos programas anuais de trabalho de 2020, a ANP registrou R$ 26 bilhões de investimento previsto em desativação, dos quais R$ 16,3 bilhões em arrasamento e abandono de poços.

Por isso a leitura do consórcio e do acordo de operações conjuntas caminha junto com a gestão de riscos jurídicos em parcerias e joint ventures no setor energético, que trata do arranjo entre os sócios em qualquer fonte de energia.

Situações em que a leitura regulatória muda a operação

A assessoria não altera o preço do ativo. O que ela altera é a estrutura, o cronograma e as condições suspensivas do seu instrumento privado, e é nesses três pontos que a operação se protege.

Em um farm-out de participação minoritária em bloco terrestre na Bahia, a leitura prévia do enquadramento mostra ao cliente entrante se ele consegue se qualificar para a área pretendida.

Qualificação insuficiente inviabiliza a cessão antes de qualquer discussão de preço, e descobri-la depois da assinatura transforma o instrumento privado em litígio entre as partes.

Já em uma aquisição de controle de operadora com ativo em águas rasas, a questão se desloca para a Resolução ANP nº 588/2015, que alcança a alteração de composição societária com transferência do controle majoritário.

Nesse desenho, a garantia de performance precisa ser substituída, porque a mudança de controle rompe a relação entre a garantidora e a concessionária garantida.

Já num desinvestimento de campo maduro com instalações em fim de vida útil, a conversa com o cliente passa a ser a alocação do descomissionamento parcial e o aporte de garantia até a devolução da área.

O requerimento de autorização, e a conferência das condicionantes antes da assinatura do termo aditivo, passam por Cláudio Farenzena, OAB/SC 49.222 e OAB/MT 35.260/A, especialista em Direito Ambiental e em cessão de direitos em petróleo e gás.

Nessas operações o escritório entrega o enquadramento do regime, a lista de condicionantes previsíveis, a minuta das declarações exigidas e o cronograma que concilia o prazo da agência com o do Cade.

Esse trabalho dialoga com a gestão de riscos ambientais em operações de petróleo e gás, que revisa o risco da operação já em curso, e com a consultoria em ESG no setor de petróleo e gás, quando a compradora precisa responder a financiador.

O que este serviço não faz e quando outro caminho resolve

Este serviço não garante a autorização da ANP nem do Ministério de Minas e Energia. A decisão é deles, e o que o escritório conduz é a instrução do seu pedido, o prazo e a qualificação.

O escritório também não faz avaliação econômica de reservas, não emite certificação de reservas e não substitui a auditoria técnica do ativo, que cabe a consultoria especializada em geologia e engenharia de reservatórios.

Se a sua empresa já recebeu auto de infração ambiental na operação que pretende ceder, a frente é outra: a defesa administrativa vem antes, porque autuação pendente aparece na instrução do processo de cessão.

E se a sua operação envolve ativo mineral, e não hidrocarboneto, o caminho é a consultoria em operações de fusões, aquisições e joint ventures no setor de mineração, onde a autoridade é a Agência Nacional de Mineração.

Uma observação de oportunidade fecha este tópico. A Resolução ANP nº 785/2019 está em revisão na consulta e audiência públicas nº 01/2026, e se você estrutura uma operação agora, precisa acompanhar o que a agência mudar no rito.

Perguntas frequentes

Quem precisa de autorização da ANP?

Precisa de autorização da ANP quem pretende transferir um contrato de exploração e produção outorgado em regime de concessão, total ou parcialmente. É o que determina o parágrafo único do art. 29 da Lei 9.478/1997, que condiciona a transferência à prévia e expressa autorização da agência. A exigência não alcança apenas a cessão clássica: a própria ANP registra que fusão, cisão, incorporação, mudança de operadora e substituição ou isenção de garantia de performance são precedidas do mesmo processo administrativo de cessão. Quem opera sob autorização de transporte, refino ou processamento também depende da agência, porque o parágrafo único do art. 56 atribui a ela as normas sobre a transferência de titularidade.

Qual é a regulamentação da ANP para a cessão de contratos?

O processo é disciplinado pela Resolução ANP nº 785, de 17 de maio de 2019, e pela Portaria ANP nº 132, de 8 de julho de 2022, e instruído conforme o Manual de Procedimento de Cessão publicado pela agência. A esse conjunto se somam a Resolução ANP nº 588/2015, para a alteração de composição societária com transferência do controle majoritário, e a Resolução ANP nº 854/2021, para a garantia financeira de descomissionamento exigida nos contratos em fase de produção que passam por cessão. A Resolução nº 785/2019 está em revisão na consulta e audiência públicas nº 01/2026, de modo que o rito pode mudar durante a estruturação de uma operação.

O que a Resolução 817/2020 da ANP dispõe?

A Resolução ANP nº 817/2020 trata do descomissionamento de instalações de exploração e produção de petróleo e gás natural. Dela decorre a obrigação de apresentar o programa de descomissionamento de instalações cinco anos antes do fim da produção ou do término do contrato, e esse programa é entregue a três instituições, a ANP, o Ibama e a Marinha. O descomissionamento só começa depois da aprovação de todos os órgãos envolvidos. Na análise da agência prevalece o prazo legal de manifestação da Administração, de trinta dias, prorrogável com justificativa. Em operação de cessão, o cedente apresenta o programa das instalações que estavam sob a sua responsabilidade.

O que é o descomissionamento de plataformas?

Descomissionamento é o conjunto de atividades que encerra a vida útil de uma instalação de produção: desativação dos sistemas, abandono e arrasamento de poços, retirada de equipamentos, destinação de estruturas e recuperação da área. No regime de concessão, o art. 28, § 2º, da Lei 9.478/1997 obriga o concessionário a remover, por sua conta exclusiva, os bens que não sejam objeto de reversão, e a reparar ou indenizar os danos e praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelos órgãos competentes. A dimensão financeira explica o peso do tema em qualquer aquisição: nos programas anuais de trabalho de 2020 a ANP registrou R$ 26 bilhões previstos em desativação.

O que é o regime de partilha?

Partilha de produção é o regime da Lei 12.351/2010, em que o contratado exerce as atividades de exploração e produção por sua conta e risco e, havendo descoberta comercial, recebe em óleo o ressarcimento dos custos e uma parcela do excedente, enquanto o restante fica com a União. Para a cessão, a diferença decisiva está no art. 31: a autorização é do Ministério de Minas e Energia, ouvida a ANP, os requisitos do cessionário são fixados pelo próprio Ministério, e os demais consorciados têm direito de preferência na proporção de suas participações. Um sócio pode exercer essa preferência e assumir a posição do comprador.

O que a PPSA faz?

A empresa pública de que trata o § 1º do art. 8º da Lei 12.351/2010 integra o consórcio de partilha de produção como representante dos interesses da União no contrato, conforme o art. 21. O seu peso está no comitê operacional: pelo parágrafo único do art. 23, ela indica metade dos integrantes, inclusive o presidente. Como cabe ao comitê definir os planos de exploração, o plano de avaliação de descoberta e o plano de desenvolvimento da produção que serão submetidos à ANP, quem adquire participação em ativo de partilha entra em uma governança compartilhada com a União, e não em um simples percentual de produção.

Quem responde pelo passivo depois da cessão, o cedente ou a cessionária?

Há duas obrigações diferentes em jogo, e elas não têm o mesmo destinatário. A sanção administrativa segue quem praticou a conduta, e a data da cessão confrontada com a data do fato é o que demonstra a quem a multa se dirige. A obrigação de reparar o dano e de descomissionar, essa acompanha o contrato e a instalação: o art. 28, § 2º, da Lei 9.478/1997 a impõe ao concessionário em qualquer caso de extinção. Entre cedente e cessionária há margem de arranjo, e ela tem limite: o descomissionamento parcial pode ser acordado com anuência da ANP, e a garantia permanece exigível para as instalações remanescentes.

O enquadramento da operação antes da assinatura

Vai comprar, vender ou constituir joint venture em ativo de petróleo e gás? O Farenzena Tonon Advogados analisa a operação e indica o caminho regulatório que ela exige.

Cada operação tem particularidades que só a leitura do contrato e do regime revela: o ativo, a autoridade que autoriza, o nível de qualificação alcançável e as garantias pendentes.

É exatamente isso que precisa ser verificado antes de qualquer assinatura, e não depois. Descreva a operação para a equipe, com o regime do ativo e o cronograma pretendido.

Falar com o Farenzena Tonon Advogados