Análise da Segunda Rodada dos Excedentes da Cessão Onerosa

Nessa Rodada, serão ofertados os blocos de Atapu e Sépia. Na 1ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, realizada em 6 de novembro de 2019, foram “arrematados” os blocos de Búzios e Itapu. Entre os seis poços mais produtivos do Brasil, quatro estão localizados em Búzios e dois estão localizados em Atapu. Os campos da cessão onerosa têm volumes recuperáveis muito maiores que 5 bilhões de barris previstos no contrato de cessão onerosa entre a União e a Petrobras. Os volumes adicionais podem ser de 15,2 bilhões de barris, ou seja, os campos podem ter um volume recuperável total de 20,2 bilhões de barris. Em vez de fazer uma parceria com a Petrobrás e ser a proprietária de até 15,2 bilhões de barris, a União decidiu licitar essas áreas sob o regime de partilha de produção. Atualmente, Búzios, o campo mais produtivo do mundo, e Itapu estão produzindo sob dois regimes fiscais: cessão onerosa e partilha de produção. No regime de cessão onerosa os royalties são de apenas 10% e não há pagamento de participação especial; no regime de partilha de produção, os royalties serão de 15% e os óleos lucros da União são muito baixos: 23,24%, no caso de Búzios, e 18,15%, no caso de Itapu. Também reduzido é o conteúdo local mínimo no desenvolvimento dos campos de Búzios e Itapu. No caso dos campos de Atapu e Sépia, a situação poderá ser ainda pior. No caso do campo de Atapu, onde apenas quatro poços completaram a capacidade de projeto de 150 mil barris por dia da P-70, o óleo lucro poderá ser de somente 5,89%. Em relação ao campo de Sépia, o óleo lucro mínimo para a União poderá ser de somente 15,02%. O padrão internacional do óleo lucro para o governo em campos como os da cessão onerosa é superior a 60%. É difícil imaginar que outro país se disponha a receber apenas 23,24% de óleo lucro no campo mais produtivo do mundo e a licitar um bloco como Atapu com exigência de óleo lucro mínimo para o governo de somente 5,89%. Apesar de haver 11 empresas habilitadas para a 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, o cenário é similar ao da 1ª Rodada: baixa concorrência, baixo óleo lucro para a União, baixa geração de empregos no Brasil e alta rentabilidade para as empresas petrolíferas.
 
1. Introdução
No dia 17 de dezembro de 2021, será realizada a 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. Nessa Rodada, serão ofertados os blocos de Atapu e Sépia. Na 1ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, realizada em 6 de novembro de 2019, foram “arrematados” os blocos de Búzios e Itapu. O edital dessa 2ª Rodada é muito semelhante ao edital da 1ª Rodada.

Todas essas áreas, apesar de serem chamadas de blocos, são na realidade campos produtores de petróleo, cujas declarações de comercialidade foram feitas pela Petrobrás, em razão da Lei nº 12.276/2010. Essa lei autorizou a transferência dos direitos de cinco bilhões de barris para a estatal sob o regime fiscal de cessão onerosa.

Entre os seis poços mais produtivos do Brasil, quatro estão localizados em Búzios e dois estão localizados em Atapu. A Figura 1 apresenta a produção média desses poços no mês de agosto de 2021, em milhares de barris equivalentes por dia.

Fonte: ANP

O campo de Búzios já é o segundo maior produtor do Brasil, mas, em 2027, será o maior produtor do País. A Petrobrás estima que Búzios deverá produzir 2 milhões de barris até o final da década. Atapu já é o sexto campo maior produtor. A Figura 2 mostra os campos de maior produção no mês de agosto de 2021.

Em 12 de julho de 2021, a unidade estacionária de produção P-70, localizada no campo de Atapu, atingiu sua capacidade de projeto de 150 mil barris por dia, com a contribuição de apenas quatro poços produtores, em pouco mais de um ano após a entrada em produção. Esse resultado confirma a excelente produtividade dos reservatórios do campo de Atapu.

No campo de Sépia, a Petrobrás iniciou, em 23 de agosto de 2021, a produção por meio do FPSO Carioca, que é um navio-plataforma tipo Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (em inglês, Floating, Production, Storage and Offloading), primeiro sistema de produção definitivo instalado nesse campo. Essa unidade será o FPSO de maior de produção de petróleo do Brasil.

Como o regime de cessão onerosa prevê apenas o pagamento de royalties com alíquota de 10%, mas não prevê o pagamento de participação especial, e como essas áreas estão entre as de maior produtividade no mundo, a Petrobrás tem priorizado os investimentos para a produção dos campos sob esse regime.

2. Volumes contratados e excedentes    
Mas se Búzios, Itapu, Atapu e Sépia já são campos petrolíferos, por que Búzios e Itapu já foram licitados e por que Atapu e Sépia serão licitados sob o regime de partilha de produção? Porque ocorreu uma grande falha quando da assinatura do contrato de cessão onerosa, pois essas áreas apresentam um volume de petróleo equivalente recuperável muito maior que o previsto nesse contrato. A Figura 3 mostra os volumes já contratados e os volumes excedentes da cessão onerosa.

Figura 3: Volumes já contratados e excedentes da cessão onerosa

Fonte: Ministério da Economia
    
Conforme mostrado na Figura 3, os campos da cessão onerosa têm volumes recuperáveis muito maiores que 5 bilhões de barris previstos no contrato de cessão onerosa entre a União e a Petrobras. Os volumes adicionais podem ser de 15,2 bilhões de barris, ou seja, os campos podem ter um volume recuperável total de 20,2 bilhões de barris.

Em vez de fazer uma parceria com a Petrobrás e ser a proprietária de até 15,2 bilhões de barris, a União decidiu licitar essas áreas sob o regime de partilha de produção nos termos das Resoluções nº 6/2016 e nº 5/2021 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A partir dessas Resoluções, a ANP elaborou os editais da 1ª e da 2ª Rodadas de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa.

3. Resultados da 1ª Rodada    
Na 1ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, a Petrobrás “arrematou”, em parceria com duas empresas chinesas, os excedentes do campo de Búzios; os excedentes do campo de Itapu foram “arrematados” somente pela estatal. Tanto em Itapu quanto em Búzios, a proposta vencedora ofereceu para a União apenas o óleo lucro mínimo (excedente em óleo mínimo) previsto no edital. A Figura 4 mostra esses percentuais de óleo lucro para a União.

Figura 4: Percentual mínimo de óleo lucro para a União (%)

Bacia                       Bloco                     Percentual mínimo de excedente em óleo (%) 

Santos                     Búzios                                          23,24
                                Itapu                                           18,15

Fonte: ANP    

Desse modo, um volume de até 10 bilhões de barris poderá ser produzido em Búzios, campo de maior produtividade do mundo, com um óleo lucro de apenas 23,24%. No caso de Itapu, o óleo lucro ofertado pela proposta vencedora da Petrobrás foi de apenas 18,15%.

Além disso, durante a fase de produção, a contratada, a cada mês, poderá se apropriar da parcela de produção correspondente ao custo em óleo, respeitado o elevado limite de 80% do valor bruto da produção em cada um dos blocos ofertados. Os custos que ultrapassem esses limites serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes. Assim sendo, nos primeiros anos da vigência dos contratos de partilha de produção, o óleo lucro destinado à União será baixíssimo.

É importante mencionar, ainda, que os contratados terão que pagar para a Petrobrás elevados valores em razão dos Acordos de Coparticipação. No caso de Búzios, o valor total da compensação que as partes do contrato de partilha de produção devem à Petrobras, nos termos do Acordo de Coparticipação, foi atualizado para US$ 29,0 bilhões, que será recuperado como custo em óleo pelos contratados , com consequente redução do já baixo óleo lucro da União.

No Acordo de Coparticipação de Itapu, o valor da compensação total devida à Petrobras pelo Contrato de Partilha de Produção é de aproximadamente US$ 1,274 bilhão, que será integralmente recuperado como custo em óleo pela própria Petrobrás e com a respectiva redução do já baixo óleo lucro destinado à União.

Em suma, Búzios, o campo mais produtivo do mundo, e Itapu estão produzindo sob dois regimes: cessão onerosa e partilha de produção. No regime de cessão onerosa os royalties são de apenas 10% e não há pagamento de participação especial; no regime de partilha de produção, os royalties serão de 15% e os óleos lucros da União são muito baixos.

Também reduzido é o conteúdo local mínimo no desenvolvimento dos campos de Búzios e Itapu, conforme mostrado na Figura 5.

Assim, além de haver uma baixa participação governamental ao longo do tempo, também serão gerados poucos empregos no Brasil em decorrência da 1ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa.

Figura 5: Percentuais mínimos de conteúdo local

Bloco                                                                                 % CL Mínimo
                                                                              Etapa de Desenvolvimento
                                      

                                    Construção de Poço    Sistema de Coleta e Escoamento    Unidade Estacionária de Produção
Búzios                                          25                                      40                                               25
Itapu            
Fonte: ANP

4. Condições da 2ª Rodada    
Na 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, onde serão ofertados os campos de Atapu e Sépia, os resultados poderão ser ainda piores que os da 1ª, a depender dos resultados dessa Rodada, a ser realizada em 17 de dezembro de 2021.

Para a 2ª Rodada foram mantidos critérios semelhantes aos da 1ª Rodada, com o agravante de que os óleos lucros mínimos para a União são ainda menores, conforme mostrado na Figura 6.

Figura 6: Óleo lucro mínimo para a União (%)

Bacia                                Bloco                            Percentual mínimo de excedente em óleo (%)

Santos                             Atapu                                                       5,89

                                       Sépia                                                      15,02
    Fonte: ANP 

No caso do campo de Atapu, onde apenas quatro poços completaram a capacidade de projeto de 150 mil barris por dia da P-70, o óleo lucro poderá ser de somente 5,89%. Em relação ao campo de Sépia, o óleo lucro mínimo também poderá ser de apenas 15,02%.

Na 2ª Rodada deverão ser celebrados acordos de coparticipação para o desenvolvimento e a produção unificados de petróleo e gás natural. O valor da compensação a ser paga à Petrobrás, antes do gross up , é:

I - US$ 3,254 bilhões para Atapu; e

II - US$ 3,200 bilhões para Sépia.

O valor da compensação e de seu gross up e da complementação da compensação em reais poderá ser referenciado em dólares norte-americanos. A forma e a periodicidade do pagamento deverão ser acordadas entre as partes. Os valores pagos pela licitante vencedora signatária do contrato de partilha de produção a título da compensação devida à Petrobras serão reconhecidos como custo em óleo.

Da mesma forma que no caso dos campos de Búzios e Itapu, durante a fase de produção, a contratada, a cada mês, poderá se apropriar da parcela de produção correspondente ao custo em óleo, respeitado o altíssimo limite de 80% do valor bruto da produção. Os custos que ultrapassem estes limites serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes.

Desse modo, o óleo lucro da União poderá ser baixíssimo, a depender dos resultados da Rodada de 17 de dezembro de 2021.
Em razão do baixo conteúdo local mínimo, Atapu e Sépia, assim como Búzios e Atapu, também deverão gerar poucos empregos no Brasil. Os percentuais mínimos de conteúdo local a serem cumpridos na etapa de desenvolvimento da produção encontram-se sintetizados na Figura 7.

Figura 7: Percentuais mínimos de conteúdo local na 2ª Rodada dos Excedentes

Bloco                                                                                 % CL Mínimo
                                                                               Etapa de Desenvolvimento
                                             Construção de Poço    Sistema de Coleta e Escoamento    Unidade Estacionária de Produção
Atapu                                               25                                       40                                                   25

Sépia                                               25                                       40                                                   25
Fonte: ANP

Também é importante mencionar que Atapu e Sépia contêm jazidas que se estendem para áreas adjacentes que se encontram sob contrato de concessão e áreas não contratadas, conforme o caso. Com isso, foram celebrados procedimentos de individualização da produção (unitização).
A individualização da produção repercute sob variados aspectos no exercício das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural nesses blocos: celebração de acordo de individualização de produção, obrigações contratuais referentes a conteúdo local, gastos eventualmente incorridos por concessionárias da área adjacente caso executem atividades de exploração e produção na jazida compartilhada antes da celebração do contrato de partilha de produção e eventual produção apropriada, entre outros.

As licitantes vencedoras signatárias dos contratos de partilha de produção referentes às áreas coparticipadas que contêm tais jazidas devem sujeitar-se aos termos do respectivo acordo de individualização da produção ou compromisso de individualização da produção aprovados pela ANP, conforme o caso. Nesse sentido, na hipótese de áreas em oferta com acordo ou compromisso de individualização da produção, os referidos instrumentos deverão ser aditados para contemplar o ingresso das contratadas, bem como apresentar novo Plano de Desenvolvimento da jazida, nos termos do Acordo de Coparticipação.

As interessadas deverão apresentar à ANP termo de compromisso de adesão ao acordo de individualização da produção ou de compromisso de individualização da produção, nos termos do Acordo/Compromisso de Individualização da Produção vigente. Adicionalmente, caso venham a se sagrar vencedoras, deverão assinar termo aditivo ao acordo de individualização da produção vigente.

A Jazida de Atapu se estende além da área do contrato de Atapu, havendo, portanto, um Acordo de Individualização da Produção celebrado e aprovado pela ANP. A Figura 8 mostra o local do reservatório de Atapu.

Figura 8: Mapa de localização de Atapu (Fonte ANP).

Fonte: ANP

As participações na jazida compartilhada de Atapu, nos termos do acordo de individualização da produção, são mostradas na Figura 9.

Figura 9: Participações na jazida compartilhada de Atapu

Contrato:                                                                                                  Participação (%):
Área de Atapu (Contrato de Cessão Onerosa e de Partilha da Produção)               82,018
Área de Oeste de Atapu (Contrato de Concessão BM-S-11-A)                               17,032
Área de Norte de Atapu (Área Não Contratada)                                                     0,950

Fonte: ANP

A jazida compartilhada de Atapu possui Plano de Desenvolvimento limitado ao volume do contrato de cessão onerosa de 550 milhões de barris. Esse primeiro Plano prevê 16 poços, 8 produtores e 8 injetores, interligados à P-70, em produção desde junho de 2020.

Para o cálculo das parcelas de participação no Acordo de Coparticipação, foi considerada uma estratégia de Desenvolvimento Global considerando a complementação do projeto com a instalação de uma segunda unidade de produção FPSO na jazida e a perfuração de 10 novos poços, 5 produtores e 5 injetores.

Os detentores dos direitos do contrato de concessão do BM-S-11-A são a Petrobrás (65%), a Shell Brasil Ltda (25%) e a Petrogal (10%).

A segunda unidade de Atapu está prevista para ter a capacidade de processamento de 180 mil barris por dia de petróleo. O primeiro óleo da unidade foi previsto para ocorrer em setembro de 2027. Essa estratégia de desenvolvimento global não se configura uma aprovação prévia do que deverá ser executado, devendo, conforme previsão do edital e da minuta de contrato, ser efetuada a apresentação de novo Plano de Desenvolvimento das jazidas em até 180 dias do início da vigência do Acordo de Coparticipação.

De acordo com a ANP, as rochas reservatório da área de Atapu situam-se entre 5000 e 6000 metros abaixo do nível do mar e correspondem aos carbonatos da formação Barra Velha e às coquinhas da formação Itapema. Essas unidades estratigráficas situam-se em uma zona de acomodação dentro de um sistema de falhas transcorrentes de movimentação dextral. As reativações tectônicas locais permitiram o desenvolvimento de mounds estromatolíticos e/ou travertínicos intensamente carstificados e fraturados, de excelente qualidade permoporosa .

Com relação ao campo de Sépia, sua descoberta ocorreu em março de 2012, com a perfuração do poço 1-BRSA-976-RJS. A jazida de Sépia se estende além da área do contrato de Sépia, havendo, portanto, um acordo de individualização da produção (unitização) já celebrado. A Figura 10 mostra o mapa de localização de Sépia. As participações na jazida compartilhada de Sépia, em razão desse acordo são mostradas na Figura 11.

Figura 10: Mapa de localização de Sépia

Fonte: ANP

Figura 11: Parcelas do acordo de unitização de Sépia

Contrato:                                                                                                        Participação (%)
Área de Sépia (Contrato de Cessão Onerosa e de Partilha da Produção)                   87,929
Área de Sépia Leste (Contrato de Concessão BM-S-24)                                           12,071

Fonte: ANP

Os detentores dos direitos do contrato de concessão do BM-S-24 são a Petrobrás (80%) e a Petrogal Brasil (20%).

Nos termos do acordo de coparticipação, as parcelas de participação que assistirão à Petrobrás, como cessionária do contrato de cessão onerosa, e ao novo contratado, em razão da licitação de 17 de dezembro de 2121, estão mostradas na Figura 12.

Figura 12: Parcelas do acordo de coparticipação de Sépia

Contrato:                                                                                                    Participação (%):
Cessão Onerosa (Petrobrás)                                                                               31,3
Partilha de Produção (vencedor da licitação de 17/12/2021)                                   68,7

Fonte: ANP

A jazida compartilhada de Sépia possui Plano de Desenvolvimento limitado ao volume do contrato de cessão onerosa de 500 milhões de barris.

Esse primeiro Plano prevê 16 poços, 9 produtores e 7 injetores, interligados ao FPSO Carioca, com capacidade de 180 mil barris por dia de petróleo, cuja produção teve início em 23 de agosto de 2021.

Para o cálculo das parcelas de participação no Acordo de Coparticipação, foi considerada uma estratégia de desenvolvimento global considerando a complementação do projeto com a instalação de uma segunda unidade de produção FPSO na jazida e a perfuração de 10 novos poços, 5 produtores e 5 injetores.

A segunda unidade de Sépia está prevista para ter a capacidade de processamento de 180 mil barris por dia de petróleo. O primeiro óleo da unidade foi previsto para ocorrer em setembro de 2027. Essa estratégia de desenvolvimento global não se configura uma aprovação prévia do que deverá ser executado, devendo, conforme previsão do edital e das minutas de contratos, ser efetuada a apresentação de novo plano de desenvolvimento das jazidas em até 180 dias do início da vigência do Acordo de Coparticipação, oportunidade na qual poderão ser propostas otimizações e cenários diversos para avaliação da ANP.

5. Especulações sobre os possíveis resultados da 2ª Rodada
Nos termos da Resolução CNPE n.º 9/2021, a Petrobrás manifestou interesse em atuar como operadora dos blocos Atapu e Sépia.

Nos termos do art. 4º do Decreto n.º 9.041/2017, após a conclusão da fase de julgamento da licitação, a Petrobrás deverá compor consórcio com a licitante vencedora, caso o percentual do excedente em óleo para a União ofertado para o bloco licitado seja igual ao percentual mínimo; ou decidirá sobre compor consórcio com a licitante vencedora, caso o percentual do excedente em óleo para a União ofertado para o bloco licitado seja superior ao percentual mínimo, manifestando sua decisão durante a sessão pública de apresentação de ofertas.

Caso a Petrobrás decida não integrar o consórcio, a licitante vencedora, individualmente ou em consórcio, assumirá 100% (cem por cento) da participação no bloco licitado, devendo indicar a operadora e os novos percentuais de participação.

Ocorre que a Petrobrás já é a operadora do BM-S-11, já é operadora do MB-S-24 e já é a operadora e detentora de 100% dos direitos intransferíveis do contrato de cessão onerosa. Desse modo, há grandes dificuldades operacionais para se ter um novo operador nos campos de Atapu e Sépia. Nesse cenário, a maior probabilidade é de não haver, de fato, expressiva concorrência na licitação do dia 17 de dezembro de 2021.

É possível que a oferta vencedora de Atapu seja do consórcio composto com a mesma participação do BM-S-11, com Petrobrás (65%), Shell Brasil Ltda (25%) e Petrogal (10%), podendo até haver ágio, em razão do baixíssimo óleo lucro mínimo para a União de 5,89%, conforme estabelecido pelo edital. Nenhum país do mundo licitaria um bloco como Atapu exigindo um óleo lucro mínimo de apenas 5,89%. Nesse contexto, mesmo que haja um ágio de 400%, o óleo lucro da União será de apenas 29,45%, percentual ainda muito baixo em relação aos padrões internacionais.

A Figura 13 mostra que a parcela do óleo lucro do governo, no caso de campos de petróleo que produzem mais que 100 mil barris de petróleo por dia, tende a ser bem maior que 60% . Nesse contexto, é difícil explicar como o governo brasileiro pode aceitar um óleo lucro de apenas 5,89% no caso de Atapu e de 15,2% no caso de Sépia.

No caso do campo de Sépia, o mais provável é que o mesmo consórcio do BM-S-24, composto por Petrobrás (80%) e Petrogal (20%), seja o vencedor. Como Sépia pode apresentar permoporosidade inferior a Atapu, a oferta vencedora pode ser apenas do óleo lucro mínimo de 15,2%.

No cenário menos provável de outro consórcio ser vencedor por apresentar elevadas ofertas de óleo lucro para a União, é provável que a Petrobrás exerça seu direito de preferência e “ingresse” no consórcio vencedor como ocorreu no bloco de Três Marias, por exemplo.

Nesse bloco, o consórcio formado por Petrobrás, BP Energy e Total apresentou um óleo lucro para a União de 18% e foi derrotado. A proposta vencedora foi a do consórcio formado pela Chevron e Shell Brasil, que ofereceu 49,95% do óleo lucro para a União.

Figura 13: Exemplos da partilha do óleo lucro em alguns países

Fonte: African University of Science and Technology, junho de 2019.

A Petrobrás, no entanto, decidiu exercer o direito de preferência e aceitou compor o consórcio com participação de 30%. A participação da estatal no consórcio derrotado era de 40%.

No cenário da licitação de 17 de dezembro de 2021, é provável que haja um baixo óleo lucro para União, assim como ocorreu na licitação de 6 de novembro de 2019, quando Búzios, o campo mais produtivo do mundo e o maior campo do mundo em águas ultraprofundas, foi “arrematado” por um óleo lucro para a União de apenas 23,24%.

No dia 14 de novembro de 2021, em viagem ao Oriente Médio, o Ministro da Economia, Sr. Paulo Guedes, disse que os árabes participarão dos próximos leilões de petróleo e gás natural do Brasil .

De fato, no dia 16 de novembro de 2021, a Comissão Especial de Licitação da ANP apreciou o relatório apresentado pela Superintendência de Promoção de Licitações e deliberou pela aprovação da habilitação da QP Brasil Ltda como participante da 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa. A QP Brasil Ltda faz parte da Qatar Petroleum, empresa petrolífera de propriedade do governo do Catar. Além da QP Brasil Ltda, outras dez empresas já foram habilitadas, conforme mostrado na Tabela 1.

Tabela 1: Empresas habilitadas para a 2ª Rodada

Licitante                                                                                                     Situação
1    Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.                                                           Operadora
2    Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.                                                  Não operadora
3    Enauta Energia S.A.                                                                            Operadora
4    Equinor Brasil Energia Ltda.                                                                 Operadora
5    Exxonmobil Exploração Brasil Ltda.                                                      Operadora
6    Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras                                                      Operadora
7    Petrogal Brasil S.A.                                                                             Operadora
8    Petronas Petróleo Brasil Ltda.                                                               Operadora
9    QP Brasil Ltda.                                                                                Não operadora
10    Shell Brasil Petróleo Ltda.                                                                  Operadora
11    Total Energies EP Brasil Ltda.                                                             Operadora
Fonte: ANP

Apesar de haver 11 empresas habilitadas para a 2ª Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, o cenário é similar ao da 1ª Rodada: baixa concorrência, baixo óleo lucro para a União, baixa geração de empregos no Brasil e alta rentabilidade para as empresas petrolíferas.