A nova estratégia do acordo de coparticipação dos volumes excedentes da Cessão Onerosa no Brasil

O contrato de cessão onerosa previa um custo de R$ 74,8 bilhões para a estatal, contudo, o governo brasileiro utilizou o dinheiro recebido para aumentar o capital da Petrobras e, assim, permitir que a empresa liberasse recursos suficientes para realizar a exploração do pré-sal.

Energia
10/09/2021
Fernanda Delgado

O Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e o Ministério de Minas e Energia Brasileiros – estabeleceram, no primeiro semestre de 2021, uma série de diretrizes para a realização da Segunda Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção para os volumes excedentes aos contratados no regime de Cessão Onerosa nas áreas de Sépia e Atapu (2ª Rodada).

Por Cessão Onerosa entende-se uma cessão de direitos exploratórios, de até cinco milhões de barris de petróleo, que a União concedeu à Petrobras, dentro de uma área de pré-sal. O contrato de cessão onerosa previa um custo de R$ 74,8 bilhões para a estatal, contudo, o governo brasileiro utilizou o dinheiro recebido para aumentar o capital da Petrobras e, assim, permitir que a empresa liberasse recursos suficientes para realizar a exploração do pré-sal.

Por excedente da Cessão Onerosa entendem-se os volumes de óleo encontrados quando do inicio do esforço exploratório nessa área de pré-sal, que excedem os cinco bilhões de barris pertencentes a Petrobras. Ou seja, quando a companhia iniciou a exploração na área percebeu que haveria mais do que havia se comprometido no regime de cessão onerosa, e a esse volume extra denominou-se excedente da cessão onerosa.

Assim, o leilão dessas áreas, com potencial de duzentos bilhões de Reais em investimentos exploratórios, está previsto para dezembro de 2021 e em um cenário onde se aceleram as ambições de descarbonização, o Brasil espera atrair  um grande número de empresas de interessadas.

O pontapé inicial foi a Resolução CNPE 03/2021, que estabeleceu as diretrizes para a realização da rodada, seguida da Resolução CNPE 05/2021, que fixou os parâmetros técnicos e econômicos do certame. A primeira Resolução determina os novos cálculos da compensação que a Petrobras deverá receber pelos investimentos e desenvolvimento nas áreas licitadas, referentes aos esforços exploratórios já iniciados pela companhia nas áreas. Os valores acordados partem de US$ 3,25 bilhões para Atapu e US$ 3,2 bilhões para Sépia, e poderá ser complementado de acordo com os comportamentos dos preços do petróleo na próxima década. Em outra resolução análoga, a Resolução CNPE 05/2021, estabeleceram-se os bônus de assinatura de R$ 7,14 bilhões para Sépia e R$ 4 bilhões para Atapu, valores inferiores àqueles exigidos em 2019.

Nos termos da Lei 12.351/2010, a Petrobras exerceu seu direito de preferência de operação e participação em relação às áreas neste leilão (algo que não tinha feito em 2019, quando optou por exercer a preferência apenas para Búzios e Itapu). Entretanto, caso não integre o consórcio vencedor no dia da sessão pública de apresentação de ofertas, a Petrobras deverá ratificar ou desistir da preferência manifestada.

Após o fracasso da 1o Rodada de licitação em 2019, onde as regras de compensação à estatal não eram claras, e forçava as empresas a negociarem diretamente com a Petrobras, a nova estratégia de desenvolvimento acordada e já aprovada traz mais segurança para as partes envolvidas, uma vez que vem mais bem desenhada e protegida por regras organizadas pelo Estado. Para que novos valores fossem calculados, foram revistos o valor do Brent, a geologia e os volumes recuperáveis das áreas (a volumetria). Ainda, o Acordo de Coparticipação incluso no pré-edital garante às empresas acesso aos volumes de óleo contratados logo após a assinatura dos contratos de partilha de produção e limita a responsabilidade das novas empresas em relação a fatos anteriores à assinatura dos contratos.

Em suma, em um cenário de aceleração das ambições da transição energética e seletividade de portfólio por parte das operadoras de óleo e gás, o governo brasileiro buscou aumentar a segurança jurídica e atratividade econômica das oportunidades, em um esforço combinado para viabilizar a exploração de recursos que podem aumentar significativamente as reservas provadas do país. Resta saber se será suficiente e dentro da janela de tempo que o novo mundo transacional nos dá.

*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 Assessora Estratégica 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.

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