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A Agência de Petróleo (ANP) divulgou, recentemente, novas informações a respeito do leilão dos volumes excedentes do “Regime de Cessão Onerosa”, previsto para ocorrer no final do ano. O regime de cessão onerosa, que foi instituído pela Lei nº 12.276/2010, autorizou a União a ceder onerosamente à PETROBRAS, com dispensa de licitação, o exercício das atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos em certas áreas não concedidas (“open acreage”) localizadas no pré-sal, até o limite de 5.000.000.000 (cinco bilhões) de boe.

Em 17 de abril de 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou a Resolução nº 6/2019, autorizando a ANP a realizar a “Rodada de Licitações de Partilha de Produção dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa” (“Rodada de Licitações”), visto que, nas áreas contratadas sob o Regime de Cessão Onerosa, as avaliações técnicas indicam a existência de volumes superiores a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de boe (“Volumes Excedentes”). Na referida Rodada, serão oferecidas ao mercado as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, Itapu e Sépia, localizadas na Bacia de Santos.

A Resolução CNPE nº 6/2019 também aprovou os parâmetros técnicos e econômicos, aplicáveis à Rodada de Licitações sob o Regime de Partilha de Produção, dentre outros:

  1. Preço do Brent de US$ 76,18;
  2. Produção diária média de 12.000 (doze mil) barris de petróleo por poço produtor ativo;
  3.  Percentuais Mínimos do Excedente em óleo da União: I – na área de Atapu, 26,23%; II – na área de Búzios, 23,24%; III – na área de Itapu, 18,15%; e IV – na área de Sépia, 27,88%;
  4. Critério de Julgamento: será considerada vencedora a oferta que apresentar maior percentual de excedente de óleo para a União;
  5. Bônus de Assinatura: I – na área de Atapu, R$ 13.742.000.000,00 (treze bilhões, setecentos e quarenta e dois milhões de reais); II – na área de Búzios, R$ 68.194.000.000,00 (sessenta e oito bilhões, cento e noventa e quatro milhões de reais); III – na área de ltapu, R$ 1.766.000.000,00 (um bilhão, setecentos e sessenta e seis milhões de reais); e IV – na área de Sépia, R$ 22.859.000.000,00 (vinte e dois bilhões, oitocentos e cinquenta e nove milhões de reais);
  6. Royalties: à alíquota de 15% sobre o Volume Total da Produção de Petróleo e Gás Natural;
  7. Conteúdo Local Mínimo Obrigatório: nas áreas de Búzios, Itapu e Sépia: Etapa de Desenvolvimento da Produção: com o mínimo de 25% para Construção de Poço; de 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de 25% para a Unidade Estacionária de Produção; já para a área de Atapu, deverá atender às condições exigidas a esse título no Contrato da respectiva área adjacente, denominada Oeste de Atapu, ou seja: 35% (trinta e cinco por cento) na Fase de Exploração e 30% (trinta por cento) na etapa de Desenvolvimento da Produção;
  8. Pagamento de Compensação Financeira à Petrobras: Como condição para a assinatura do Contrato de Partilha de Produção, o(s) vencedor(es) da Rodada de Licitações compensará a Petrobras pelos investimentos realizados nas áreas na medida de sua participação na jazida; e
  9. Recuperação como Custo em Óleo: os valores pagos à Petrobras pelo Contratado em Regime de Partilha de são recuperáveis como custo em óleo. (conforme Resolução CNPE nº 13/ 2019).

A Portaria MME nº 213/2019, estabeleceu as diretrizes para o cálculo da compensação devida à Petrobras pelos investimentos realizados nos Campos de Búzios, Atapu, Itapu e Sépia.

Segundo a Portaria MME nº 213/2019, a compensação será baseada em parâmetros atuais de mercado, pelo diferimento da produção dos volumes contratados em regime de Cessão Onerosa. O objetivo é maximizar o Valor Presente Líquido – VPL da União e manter o VPL da Petrobras na data de assinatura do(s) Contrato(s) de Partilha de Produção. O fluxo de caixa será descontado a uma taxa de 8,99% ao ano, em moeda constante, livre de impostos, corrigido monetariamente pelo “Producer Price Index Finished Goods” (PPI), publicado pelo “Bureau of Labor Statistics”.

A Portaria MME nº 213/2019 detalhou os gastos que serão considerados no cálculo do fluxo de caixa. Gastos associados à perfuração e à completação de poços, equipamentos submarinos e plataformas de produção serão incluídos no CAPEX, para fins de fluxo de caixa.

Os investimentos previstos nos fluxos de caixa deverão considerar as seguintes métricas de custos unitários, em milhões de dólares norte-americanos:

Já os custos operacionais previstos para os fluxos de caixa deverão considerar as seguintes métricas de custos unitários:

Além disso, os seguintes volumes por área deverão ser levados em consideração pelos licitantes:

Em 21 de maio de 2019, a Petrobras manifestou interesse em ser Operadora nas áreas de Búzios e Itapu. Portanto, a Petrobras deverá deter participação de no mínimo 30% em cada uma das áreas.

Em linha com o artigo 4º do Decreto nº 9.041 de 02.05.2017, após a conclusão da fase de julgamento, para os blocos em que manifestou interesse em atuar como operadora, a Petrobras:

(i) deverá compor consórcio com a licitante vencedora, caso o percentual do excedente em óleo para a União seja igual ao percentual mínimo; ou

(ii) poderá compor consórcio com a licitante vencedora, caso o percentual do excedente em óleo para a União seja superior ao percentual mínimo. Caso a Petrobras decida não integrar o consórcio, a licitante vencedora, individualmente ou em consórcio, assumirá 100% da participação no bloco licitado, devendo indicar a Operadora e os novos percentuais de participação entre os membros do consórcio, conforme o caso.

Conforme acima mencionado, os contratos referentes às áreas arrematadas na Rodada de licitações serão celebrados com a ANP na forma de Contratos de Partilha de Produção. A ANP divulgou, recentemente, dois modelos, um com a participação da Petrobras como Operadora, e o outro sem a operação da Petrobras.

Como os blocos em oferta na Rodada de Licitações contêm reservatórios que se estendem para áreas sob Regime de Cessão Onerosa, a ANP informou que será celebrado “Acordo de Coparticipação” entre a Petrobras e as empresas contratadas, tendo a PPSA como gestora e interveniente anuente. O Acordo de Coparticipação será submetido para aprovação prévia da ANP.

Em 26 de junho do corrente, foi publicada a Portaria do MME nº 265/2019, que disciplina as regras essenciais do Acordo de Coparticipação aplicáveis ao desenvolvimento e à produção de hidrocarbonetos na “Área Coparticipada”.

Oportunamente, divulgaremos nossa análise sobre as principais cláusulas do Acordo de Coparticipação.