Novos Rumos da Cessão Onerosa

Por Paulo César Ribeiro Lima, para o Duplo Expresso

Em 2010, o Poder Executivo Federal e o Congresso Nacional optaram pela cessão onerosa de muitas áreas da União localizadas na província petrolífera do Pré-Sal para a Petrobras, com vistas à necessária capitalização da estatal.

Nesse contexto, foi promulgada a Lei nº 12.276/2010, que autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras o exercício das atividades de pesquisa e lavra de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo. A estatal tem a titularidade dos volumes de petróleo e gás cedidos pela União, sendo o exercício das atividades de pesquisa e lavra realizado apenas pela Petrobras, por sua exclusiva conta e risco, nos termos do Contrato de Cessão Onerosa.

Essa cessão atendeu aos interesses da Petrobras, não à maximização das receitas do Estado brasileiro, que poderia ocorrer pelo recebimento de bônus de assinatura, pelo aumento da participação especial, pela celebração de contratos de partilha de produção ou de prestação de serviços, pelo exercício direto do monopólio ou por acordos de individualização da produção.

A operação foi concebida para que o “pagamento” da Petrobras à União retornasse para a estatal a partir de subscrição de ações. A entrada efetiva de recursos financeiras para a Petrobras decorreria da subscrição de ações por acionistas não controladores.

Utilizando-se uma taxa de desconto de 8,83%, igual à do Contrato de Cessão Onerosa, e um curva de produção com base nas estimativas do Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, chega-se a um valor presente líquido das potenciais receitas das áreas da cessão onerosa de R$ 173,3 bilhões.

Se a taxa de desconto fosse de 5,46% a.a., percentual muito mais compatível com o custo de oportunidade da União o valor presente líquido seria de R$ 300 bilhões, valor muito maior que o valor de R$ 74,8 bilhões pago pela Petrobras, que corrigido pela Selic corresponde a R$ 123,2 bilhões.

Esse “pagamento” de R$ 74,807 bilhões decorreu de variáveis que não compatíveis com a realidade do Pré-Sal pois as produtividades dos poços e os volumes recuperáveis são muito maiores. Além disso, o “pagamento” foi em Reais, mas as receitas dos campos da cessão onerosa são em Dólares.

Dessa forma, será exigido um “esforço” muito menor em termos de engenharia de poços, de malha de drenagem, de injeção de fluidos e de engenharia de reservatórios. Na realidade, os custos da Petrobras por barril produzido serão muito menores.

Quanto aos preços, somente o futuro dirá, mas os valores do Brent adotados pela DeGolyer and MacNaughton e Gaffney, Cline and Associates de US$ 79,23 por barril e de US$ 81,04 por barril em 2011 com elevação para US$ 92,58 por barril em 2018, respectivamente, são possíveis de ocorrer ao longo do Contrato de Cessão Onerosa, cujo prazo é de 40 anos.

Em Reais, o preço do petróleo Brent[DE1] teve uma elevação de R$ 129,66 por barril, em 3 de setembro de 2010, para R$ 245,22 por barril, em 15 de fevereiro de 2019. Se o preço do petróleo Brent fosse corrigido pela taxa Selic, ele seria de R$ 213,58 por barril. Dessa forma, em Reais, o preço do petróleo aumentou desde a assinatura do Contrato de Cessão Onerosa, em 3 de setembro de 2010, até 15 de fevereiro de 2019.

Apesar das circunstâncias especiais desse Contrato, como o pagamento, ao longo do seu prazo, apenas de royalties de 10%, não havendo o pagamento de participação especial, foi apresentado na Câmara dos Deputados o Projeto de Lei – PL nº 8.939, de 2017, de autoria do Deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA).

Essa proposição modifica a Lei nº 12.276/2010, e permite que a Petrobras negocie e transfira a titularidade do Contrato de Cessão Onerosa, desde que seja preservada uma participação de, no mínimo, 30%.

Essa proposição é uma afronta ao art. 4º da própria Lei nº 12.276/2010 e ao próprio Contrato de Cessão Onerosa, que estabelecem inequivocamente que apenas a Petrobras será a cessionária. A Cláusula Trigésima desse Contrato trata da sua intransferibilidade.

Na sua justificação, o autor do PL nº 8.939, de 2017, argumentou haver interesse da União, enquanto sócia controladora da Petrobras, em fortalecer a estatal com vistas a dotá-la de recursos decorrentes de áreas que se caracterizam pelo baixo risco exploratório e que representam considerável potencial de rentabilidade.

Importa ressaltar que os investimentos na área de exploração e produção, com destaque para as áreas da cessão onerosa, foram o principal motivo do endividamento da Petrobras. Existe um tempo de investir e um tempo de produzir. Essa produção já se iniciou em 24 de abril de 2018, como o primeiro sistema definitivo em área da cessão onerosa, por meio da unidade estacionária de produção P-74, que é um navio de produção do tipo FPSO (floating, production, storage and offloading), instalada de no campo Búzios.

De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, a produção sob o regime de cessão onerosa é o grande destaque, pois passa de zero, em 2017, a 1,7 milhão de barris de petróleo por dia (mmbpd), ou para 1,3 mmbpd, sem considerar o volume excedente da cessão onerosa, em 2026.

Conclui-se, então, que o Projeto de Lei nº 8.939, de 2017, fere a própria essência da Lei nº 12.276/2010, representa uma quebra do Contrato de Cessão Onerosa e não apresenta nenhum mérito. Pelo contrário, essa proposição, na verdade, não atende ao interesse público, uma vez que tem como consequência, entre outras, transferir para outras empresas petrolíferas um regime no qual não há pagamento de participação especial ao longo da produção nem excedente em óleo para a União.

Com relação aos excedentes ao Contrato de Cessão Onerosa, estimativas efetuadas pela ANP, com base nos estudos realizados pela Petrobras, indicam a existência de volumes adicionais recuperáveis de 6 e 15 bilhões de barris de óleo equivalente. Considerando que são recursos já descobertos e comerciais, a oferta desses volumes demandará a contratação de inúmeras unidades de produção no curto prazo, que podem gerar importante retorno para a sociedade, desde que a participação governamental seja elevada.

Para o País, seria muito melhor que não houvesse licitação dos excedentes da cessão onerosa. Nesse caso, o Estado poderia contratar a Petrobras como prestadora de serviços de operação e produção dos excedentes da cessão onerosa; poderia celebrar contratos de parceria com a Petrobras, em um modelo semelhante ao da Noruega; ou poderia contratar a Petrobras, sob o regime de partilha de produção, com um excedente em óleo da União igual ou maior que 60%.

Com relação ao Projeto de Lei do Senado – PLC nº 78, de 2018, oriundo de Emenda Substitutiva Global apresentada pelo Relator de Plenário do PL nº 8.939, de 2017, na Câmara dos Deputados, deputado Fernando Bezerra de Sousa Coelho Filho (MDB-PE), conclui-se que ele também não atende ao interesse público e agrava os problemas já verificados na proposição original.

O PLC nº 78, de 2018, não altera significativamente a proposta original com relação à transferência de titularidade da Petrobras, apenas detalha, com inadequada técnica legislativa, os parâmetros para a Revisão do Contrato de Cessão Onerosa.

Quanto as excedentes da cessão onerosa, o PLC nº 78, de 2018, determina que eles sejam licitados sob o regime de partilha de produção, mas sem estabelecer uma política de excedente em óleo mínimo para a União, sem dispor sobre uma política de conteúdo local e sem determinar que um campo tenha um único operador, o que pode gerar graves problemas técnicos.

A produção dos excedentes da cessão onerosa por outras empresas petrolíferas, que não a Petrobras, pode reduzir muito a participação governamental na renda petrolífera, mesmo que haja o pagamento de bônus de assinatura de R$ 100 bilhões. Para cerca de 15 bilhões de barris de excedentes, o valor presente líquido, com taxa de desconto de 8,83% a.a., pode chegar a cerca de R$ 500 bilhões. Desse modo, um eventual bônus de assinatura de R$ 100 bilhões representa apenas um quinto do valor presente líquido das receitas líquidas dos excedentes da cessão onerosa.

Outro grave dispositivo do PLC nº 78, de 2018, diz respeito à alteração da Lei 13.303/2016 para que se elimine a exigência de que a Petrobras, na condição de operadora em consórcios, realize suas contratações por meio de licitação pública. O Relator na Câmara dos Deputados citou que o modelo adotado pela indústria petrolífera adota uma modalidade equiparada ao convite.

Nesse aspecto vale ressaltar os gravíssimos problemas decorrentes das contratações feitas pela Petrobras sem licitação ou na modalidade convite, onde há grande poder discricionário dos administradores.

Dessa forma, é positivo o fato de o Ministro de Minas e Energia, no contexto da licitação dos excedentes da cessão onerosa, não ter citado o Congresso Nacional nem o PLC nº 78, de 2018. Infere-se, então, que tão logo haja acordo entre a União e a Petrobras para a Revisão do Contrato de Cessão Onerosa, poderá ser iniciado o processo dessa licitação.

Também é positivo o fato de se conceber o mecanismo de coparticipação, pois, de fato, há necessidade da individualização da produção. Como a Petrobras é a operadora dos campos da cessão onerosa, ela também deverá ser a operadora dos campos unificados, após acordos de individualização. Dessa forma, evita-se que um mesmo reservatório tenha mais de um operador, como permite o PLC nº 78, de 2018.

Em suma, o regime de cessão onerosa teve como objetivo permitir a capitalização da Petrobras. Portanto, não há nenhuma justificativa técnica para que a estatal transfira seus direitos, concedidos em condições excepcionais. O Contrato decorrente desse regime, que prevê apenas o pagamento de royalties, é intransferível e trará grande geração de caixa livre para a Petrobras. Não se deve permitir que esse regime seja estendido a outras empresas petrolíferas. Também não se justifica, tecnicamente, que a União seja devedora da Petrobras na Revisão desse Contrato.

Os excedentes da cessão onerosa não devem ser licitados nos moldes das resoluções e editais das rodadas de partilha de produção já realizadas, que têm estabelecido baixíssimos percentuais de excedente em óleo para a União. O regime de partilha de produção para desses excedentes, caso ocorra, deve garantir que, pelo menos, 60% do excedente em óleo sejam destinados à União.

 


* Paulo César Ribeiro Lima é PhD em Engenharia Mecânica pela Cranfield University (1999), ex-consultor legislativo do Senado Federal e ex-consultor legislativo da Câmara dos Deputados. É comentarista do Duplo Expresso sobre Minas e Energia às quartas-feiras.

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DE1 – O petróleo Brent foi batizado assim porque era extraído de uma base da empresa britânica Shell chamada Brent. Atualmente, a palavra Brent designa todo o petróleo extraído no Mar do Norte e comercializado na Bolsa de Londres.

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