O Megaleilão do Excedente da Cessão Onerosa: frustração ou estratégia?

Apenas duas áreas que tiveram demonstração de interesse prioritário exercido pela Petrobras foram licitadas, e o país acabou arrecadando R$ 70 dos totais R$ 106 bilhões postos à mesa

Energia
06/11/2019
Fernanda Delgado
Pedro Henrique Neves

Nesta quarta-feira, 6 de novembro, ocorreu o estrondoso leilão do excedente da cessão onerosa. Apesar da enorme expectativa acerca do certame, o resultado foi muito aquém do prospectado pelo Governo Federal e até pelos analistas menos otimistas. O montante arrecadado foi de quase R$ 70 bilhões, 65,65 % do total ofertado. As áreas arrematadas tiveram participação massiva da Petrobras e uma contribuição singela de duas estatais chinesas em uma delas, Búzios, a maior do certame, onde a Petrobras ganhou com 90% de participação, sendo o restante distribuído em 5% para a CNODC e os outros 5% para a CNOOC. Com relação a porcentagem excedente em óleo ofertada, as duas áreas licitadas foram arrematadas com percentual mínimo de excedente em óleo para a União.

O contrato de cessão onerosa foi firmado entre a Petrobras e o Governo Federal em 2010 e autorizava a estatal a explorar jazidas de petróleo em seis áreas[1] contidas na região conhecida como pré-sal em um montante de até 5 bilhões de barris. Entretanto, devido a avanços tecnológicos e estudos específicos na região, descobriu-se que o volume contido nas áreas contratadas era significativamente maior que o acordado no leilão[2]. Em virtude desse fato e contando com a já prevista revisão do mesmo quando da declaração de comercialidade das áreas, optou-se por licitar o volume de óleo remanescente em quatro áreas específicas: Búzios, Itapu, Atapu e Sépia.

O momento era oportuno do ponto de vista governamental uma vez que a arrecadação com o leilão poderia reduzir significativamente o déficit primário brasileiro e, portanto, contribuir para o ajuste de contas do Governo Federal. Dessa forma, iniciou-se uma força tarefa envolvendo os principais atores públicos e privados com o objetivo de realizar o leilão ainda em 2019. Para tanto, foi preciso revisar o contrato original da cessão onerosa (2010), decidindo se a Petrobras era ou não credora do contrato e, em caso afirmativo, de quanto seria o ressarcimento; definir e esquematizar a distribuição dos recursos provenientes do leilão, o que envolvia definição do regime de licitação, bônus de assinatura das áreas, distribuição de participações governamentais (como royalties e participações especiais), repasse dos recursos entre a União, os entes federativos e os municípios, assim como os estados limites da fronteira da exploração mineral, entre outros.

O governo federal não mediu esforços e conseguiu aprovar todos os detalhes do leilão, após intensa articulação nas casas federativas (congresso e senado federal), além de todas as definições técnicas e suas respectivas auditorias. Com as regras na mesa, optou-se por licitar o excedente das quatro áreas anteriormente mencionadas sob regime de partilha de produção, mesmo modelo dos blocos licitados dentro do polígono do pré-sal. Acordou-se também que não somente a Petrobras era credora na revisão do contrato original firmado entre o governo federal e a Petrobras (no montante de US$ 9,058 bilhões) assim como deveria ser ressarcida pela atividade exploratória já desempenhada na região (especificamente nas quatro áreas licitadas).

Às vésperas do leilão, analistas expectavam cenários contraditórios: se uns viam as áreas como altamente atrativas do ponto de vista técnico e volumétrico e, portanto, prospectavam sucesso absoluto do leilão, outros enxergavam uma série de empecilhos pouco mencionados, como os altíssimos valores de bônus mínimo acordados, o ressarcimento contraditório que deveria ser pago à Petrobras pelas empresas vencedoras das áreas (os parâmetros técnicos que delimitavam os valores eram no mínimo confusos), além da possibilidade vista pelas empresas  de inclusão das áreas em licitações futuras sob normas um pouco mais amenas.

Acertaram aqueles que apostaram no cenário menos promissor. Apenas duas áreas que tiveram demonstração de interesse prioritário exercido pela Petrobras foram licitadas, e o país acabou arrecadando R$ 70 dos totais R$ 106 bilhões postos à mesa. A frustração dos resultados abre flanco para discussões sobre o direito de preferência da Petrobras, a manutenção do contrato de partilha e a revisão da metodologia de ressarcimento da fase exploratória feita pela Petrobras, assim como faz com que as áreas que não receberam ofertas sejam recolocadas em um próximo leilão à bônus e ressarcimentos menores. Apesar da frustração geral de não se alcançar o objetivo integral do leilão, mesmo com toda a articulação e trabalho exercidos, o montante arrecadado será crucial para diminuição do déficit primário do país e para demonstrar a capacidade de articulação de entes diversos que comandam o país em torno de um bem maior para a sociedade.

 


[1] Sul e Nordeste de Tupi (Sépia), Entorno de Iara (Atapu), Franco (Búzios), Sul de Guará (Sapinhoá), Florim (Itapu) e a área contingente de Peroba.

[2]Adicionalmente aos 5 bilhões contratados, a certificadora Gaffney and Cline Associates (GCA) estimou os volumes excedentes entre 6 e 15 bilhões de barris de petróleo equivalente.

*As opiniões expressas neste artigo são de responsabilidade exclusiva do(s) autor(es), não refletindo necessariamente a posição institucional da FGV.

Autor(es)

  • Fernanda Delgado

    Professora e Coordenadora de Pesquisa na FGV Energia. Doutora em Planejamento Energético, dois livros publicados sobre Petropolítica e professora afiliada à Escola de Guerra Naval e à Escola Superior de Guerra. Experiência profissional em empresas relevantes, no Brasil e no exterior, como Petrobras, Deloitte, Vale SA, Vale Óleo e Gás, Universidade Gama Filho e Agência Marítima Dickinson. Na FGV Energia é responsável pelas linhas de pesquisa do setor de petróleo, gás e biocombustíveis, destacando-se: Descomissionamento, Downstream, Reservatórios de baixa permeabilidade, Reservas de gás natural, Veículos elétricos, Planejamento energético e Geopolítica dos recursos energéticos.

  • Pedro Henrique Neves

    Pesquisador no setor de óleo e gás da FGV Energia. Mestrando em Engenharia Química pelo PPGEQ/UFF. Engenheiro Químico e de Segurança do Trabalho pela UFF e pela Universidade Cândido Mendes, respectivamente. Sua linha de pesquisa envolve a investigação de metodologias de auxílio a tomada de decisão dos impactos ambientais do descomissionamento de sistemas de produção offshore. Foi estagiário do laboratório de simulação de processos na Engenharia Química da UFF e participou de programa de iniciação científica no laboratório de físico-química computacional, também na UFF. Atua como pesquisador no setor de óleo e gás realizando análises setoriais, aplicando modelos de previsão de dados, serviços de inteligência de mercado e consultoria e é responsável pela linha de pesquisa sobre descomissionamento de instalações offshore.

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