As empresas do consórcio dos ativos (Petrobras, Shell, TotalEnergies e Petrogal) incorporaram ajustes nos contratos, mas ainda discordam sobre a unificação das áreas em um único PD. Tema está em discussão na Corte Internacional de Arbitragem
24/04/2026
A diretoria da ANP aprovou, nesta sexta-feira (24), o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da jazida compartilhada das zonas BVE-ITP/RJS 656 e 697, ambos do campo de Berbigão. Localizado na Bacia de Santos, o campo é operado pela Petrobras (42,5%, em conjunto com a Shell (25%), TotalEnergies (22,5%) e Petrogal (10%).
Os dois AIPs ocorrem a partir do cumprimento de determinações aprovadas pela ANP em dezembro de 2025. Ao dar aval parcial aos planos de desenvolvimento das jazidas compartilhadas de Berbigão e Sururu, um dos pedidos foi a entrega de novos AIPs.
Até a decisão de aprovação, ocorreram comunicações e tratativas em relação às minutas dos AIPs. A Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP) apontou alguns ajustes, as empresas do consórcio retornaram as versões à agência e registraram discordância sobre o mérito dessas exigências, e sem o prejuízo de incorporar as alterações que foram solicitadas.
A análise da SDP concluiu que os textos incorporam 100% das determinações da ANP. Uma delas é em relação à nomenclatura: a zona BVE-ITP/RJS 656 será chamada de Berbigão e a zona BVE-ITP/RJS 697 de Sururu. A exigência está relacionada ao fato do entendimento de que se trata de um único campo, logo as zonas são de Berbigão.
Tanto a área técnica quanto a Polícia Federal junto à ANP não acolheram as justificativas apresentadas pelas empresas do consórcio sobre a questão debatida. Este último ainda discordou da manifestação apresentada contra a decisão da ANP de considerar como uma só área de desenvolvimento as jazidas de Berbigão e Sururu, solicitando a entrega de um PD em vez de dois pela Petrobras.
Decisão na Corte Internacional de Arbitragem
O consórcio levou a decisão da ANP à Corte Internacional de Arbitragem no dia 10 de fevereiro de 2025, semanas após a aprovação (dia 23 de janeiro). O valor estimado da controvérsia foi de R$ 2,9 bilhões.
A justificativa apresentada é que o entendimento da ANP desconsidera o critério geológico previsto no contrato de concessão, além de ser uma violação a este contrato, já que tem como referência a Lei do Petróleo como parâmetro para definir campos.
O que foi solicitado pelas empresas é a suspensão da obrigação do pagamento retroativo de participação especial entre os anos de 2019 e 2025, uma vez que não mais era considerado duas áreas de desenvolvimento, mas somente uma. Além disso, solicitou-se anulação da decisão da ANP de unificar as duas áreas e todas as consequências que vieram; que a agência reembolse todos os custos e despesas relacionados à arbitragem; entre outros pedidos
No processo, que ainda está em andamento, a ANP destacou que foram apresentados dois PDs com o objetivo de reduzir o montante devido de participação especial. Segundo a agência, aprovar dois planos implicaria em delimitar dois campos distintos, “com grandes prejuízos financeiros aos entes públicos que fazem jus ao pagamento da participação especial devida sobre o valor da produção do campo”.
Também aponta que a controvérsia envolve direitos indisponíveis, retirando-se a competência do tribunal para dar qualquer decisão de mérito. Além disso, não há como esta questão ser alvo de arbitragem, já que as participações governamentais são receitas originárias e devidas à União, o Estado do Rio de Janeiro e o município de Maricá (RJ).
“A decisão administrativa que manteve a delimitação de um campo único é válida, estando pautada na Lei 9478/1997, na Resolução nº 17/2015 e nas melhores práticas regulatórias”, pontuou a agência.
Fonte: Brasil Energia
