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O Contrato da Cessão Onerosa (CCO) e o Excedente da Cessão Onerosa (ECO)

12 Agosto Escrito por  Patrícia Laier Lido 1800 vezes

face-mulher Pelo direito de produzir 5 bilhões de barris, a Petrobrás pagou à União, em 2010, US$ 42 bilhões

A Cessão Onerosa foi a forma encontrada pelo governo federal em 2009/2010 de capitalizar a Petrobrás para a exploração e desenvolvimento do Pré-sal, que é a maior província petrolífera descoberta em mais de 35 anos. Antes disto, o Mar do Norte teve sua primeira descoberta comercial com Ekofisk em 1969. O Pré-sal foi descoberto primeiro na Bacia de Santos em 2006 com a perfuração dos poços Parati (1-RJS-617D) e Tupi (1-RJS-628A), este último, descobridor de Lula, primeira descoberta comercial e nosso primeiro campo supergigante. Através da Lei da Cessão Onerosa (Lei nº 12.276/2010) o Congresso Nacional autorizou a União a ceder para a Petrobrás o direito de produzir até 5 bilhões de barris de petróleo a partir de acumulações que a empresa viesse a descobrir em sete grandes áreas (Figura 1), seis definitivas e intransferíveis, Florim (bloco 1), Franco (bloco 2), Sul de Guará (bloco 3), Entorno de Iara (bloco 4), Sul de Tupi (bloco 5) e Nordeste de Tupi (bloco 6), e uma contingente, a área de Peroba (bloco 7), a ser usada apenas se não houvesse nas áreas definitivas o volume contratado.


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Figura 1 - Reprodução parcial de mapa de localização mostrando os blocos da Cessão Onerosa (cor laranja) dentre outros modificado de apresentação sobre a importância da produção do excedente da Cessão Onerosa para a Petrobrás da então presidente Graça Foster (2014) em https://www.investidorpetrobras.com.br/ptb/4350/ApresentaoExcedentesdaCessoOnerosa270614.pdf


A lei foi sancionada em 30 de junho de 2010 pelo então presidente da República Luiz Inácio Lula da Silva e o contrato aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) foi assinado entre a Petrobrás e a União em setembro do mesmo ano. Anteriormente, duas certificadoras haviam sido contratadas para calcular os volumes e outros parâmetros técnicos, uma pela Petrobrás e outra pela ANP. Os volumes de óleo equivalentes recuperáveis (VOER) alocados nas seis áreas definitivas foram: 467 milhões de barris em Florim (Itapu); 3,058 bilhões de barris em Franco (Búzios); 319 milhões de barris em Sul de Guará (Sul de Sapinhoá); 600 milhões de barris no Entorno de Iara (Norte e Sul de Berbigão; Norte e Sul de Sururu, Atapu); 128 milhões de barris em Sul de Tupi (Sul de Lula); e 428 milhões de barris em Nordeste de Tupi (Sépia). A idéia da Cessão Onerosa tinha nascido em grupo de trabalho formado por técnicos da ANP e da Petrobrás em 2009 para estudar as áreas do Pré-Sal que eram da União. Tudo dentro da mais estrita legalidade e visando à otimização da riqueza para toda a sociedade brasileira.

Algo semelhante havia sido feito pelo governo Norueguês antes da privatização parcial da Statoil (hoje Equinor com 67% pertencendo à Coroa Norueguesa), com a venda das ações na bolsa de valores em 2001. À época, o governo norueguês vendeu para sua estatal de petróleo e gás parte de seu portfólio de participações nas licenças de produção de campos de petróleo e gás. E as semelhanças com a Noruega, não param por aí, pois para desenvolver as tecnologias necessárias para a exploração e produção no Mar do Norte foram gastos somente até 1975, segundo reportagem da revista Time então, 11 bilhões de dólares a mais do que os EUA gastaram para colocar o homem na Lua.

Pelo direito de produzir os 5 bilhões, a Petrobrás pagou à União, em 2010, US$ 42 bilhões (quase 75 bilhões de reais). A União aumentou sua participação na estatal reinvestido este dinheiro na mesma. A captação na bolsa de valores de São Paulo foi um sucesso. A Petrobrás iniciou então a campanha exploratória nestas áreas. Adquiriu levantamentos sísmicos 3D; perfurou poços pioneiros e de extensão e confirmou a presença de acumulações de petróleo de excelente qualidade (grau API dentro da faixa dos intermediários) em reservatórios de excelente qualidade no pré-sal, play que já havia sido comprovado há esta altura dos acontecimentos. Lula iniciou sua produção em 2010.

Conforme previsto no contrato da Cessão Onerosa a Petrobrás foi declarando a comercialidade na medida em que finalizava a etapa de delimitação/avaliação destas acumulações e elaborava o plano de desenvolvimento a ser submetido à ANP. Franco e Sul de Tupi foram os primeiros a terem a comercialidade declarada em dezembro de 2013, dando origem aos campos de Búzios e Sul de Lula respectivamente. Florim, Sul de Guará e Nordeste de Tupi lhes seguiram em setembro de 2014, originando os campos de Itapu, Sul de Sapinhoá e Sépia. E finalmente, em dezembro de 2014, foi declarada a comercialidade da área de Entorno de Iara, juntamente com a área de Iara (sob regime de concessão). A área de Entorno de Iara deu origem aos campos Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Atapu.
Ao realizar a etapa de exploração e avaliação de descobertas das áreas, a Petrobrás verificou que nelas havia muito mais petróleo e gás do que fora adquirido no Contrato da Cessão Onerosa. Ainda segundo um modelo de desenvolvimento que otimizaria a geração de riqueza para a nossa sociedade, foi apresentada e aprovada por unanimidade, a contratação direta da Petrobrás para produzir em regime de partilha com a União, o excedente da Cessão Onerosa. Isto ocorreu na reunião do CNPE realizada em 24 de junho de 2014 e presidida pela própria presidente da República então, Dilma Rousseff.

Em junho de 2014 o excedente era calculado pela ANP com base em estudos da Petrobrás como sendo equivalente a algo entre 9,8 a 15,2 bilhões de barris. Então, o volume recuperável de petróleo equivalente total que está em jogo na Cessão Onerosa é de no mínimo 20 bilhões de barris, ao qual a Petrobrás teria o direito de produzir se tivesse sido respeitada a resolução do CNPE nº1 de 2014 . E considerando a destinação prevista no Novo Marco Regulatório do Petróleo através da criação do Fundo Social seriam gerados para a saúde e educação da sociedade brasileira ao longo de décadas R$ 642,3 bilhões (R$ 318,2 bilhões em royalties (75%) e R$ 324,1 em excedente em óleo (75%) para a União), sendo que destes, R$ 481,7 bilhões (R$ 238,6 bilhões em royalties e R$ 243,1 em excedente em óleo para a União (75%))seriam destinados à educação.

Em 12 de novembro de 2014, poucos dias após a reeleição de Dilma Roussef, o ministro do TCU José Jorge Vasconcelos Lima pediu revisão do Contrato da Cessão Onerosa, paralisando por tabela a elaboração pela ANP dos contratos de produção do excedente pela Petrobrás em regime de partilha com a União conforme determinação da resolução CNPE nº 1 de 2014. José Jorge, ex-ministro de Minas e Energia de FHC em 2001 e vice na chapa de Alckmin nas eleições presidenciais de 2006, questionava a urgência de se assinar tais contratos. O tempo mostraria que a urgência defendida pela administração petista era real.

Após o impeachment de Dilma Roussef em 2016, o qual muitos de nós chamam golpe jurídico-midiático-parlamentar, o senador José Serra (PSDB-SP) cumpre a promessa feita à Chevron em 2009, quando segundo a sra. Patrícia Pradal representante daquela multinacional e do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), um Serra que seria candidato contra Dilma em 2010 não quisera se comprometer abertamente, mas afirmara: “Deixa esses caras (do PT) fazerem o que eles quiserem. As rodadas de licitações não vão acontecer, e aí nós vamos mostrar a todos que o modelo antigo funcionava… E nós mudaremos de volta ”...

Em 2016, o principal argumento que Serra utilizou para quebrar a operação única da Petrobrás no regime de Partilha de Produção no polígono do Pré-Sal, conhecido como da Picanha Azul em função do baixíssimo risco exploratório (Petrobrás tinha sucesso geológico de 100%, encontrando petróleo de boa qualidade no pré-sal, por vários anos consecutivos), foi a situação financeira da Petrobrás. Esta foi uma tese que precisou ser criada para justificar a privatização fatiada da Petrobrás. Mas conforme mostram vários trabalhos técnicos feitos pela Associação de Engenheiros da Petrobrás (AEPET) utilizando como fonte os dados disponibilizados pela própria Petrobrás, não se sustenta.

Quando se fala no endividamento da Petrobrás pouco ou nada se fala sobre as causas deste endividamento. O que estava acontecendo com a Petrobrás entre 2010 e 2014, os anos em que houve o expressivo crescimento da dívida líquida da empresa (Figura 2)? A Petrobrás estava desenvolvendo seu primeiro campo supergigante, Lula e realizando a exploração e delimitação em várias áreas no pré-sal na Bacia de Santos, dentre as quais as da Cessão Onerosa e as sob concessão, e também nos limites de vários campos gigantes do pós-sal na Bacia de Campos que possuem também os reservatórios do pré-sal saturados com petróleo de excelente qualidade. Dentre as áreas sob concessão no Pré-Sal de Santos, a Petrobrás já havia descoberto também o campo supergigante de Sapinhoá, hoje principal pagador de royalties para o Estado de São Paulo com a perfuração do pioneiro 1-SPS-55, informalmente designado Guará. As descobertas em blocos sob regime de concessão continuariam até 2012 com Carcará, descoberto pelo pioneiro adjacente 4-SPS-86B.


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Figura 2 - Gráfico que mostra a evolução da dívida líquida e do fluxo de caixa livre da Petrobrás entre 2010 e 2018 apresentado por Grisólia (2018) no Investor Day Nova Iorque em 14 de setembro de 2018 disponível em https://www.investidorpetrobras.com.br/ptb/482/Apresentacao_InvestorDayNY14092018_Ingles.pdf

No mesmo período apesar do elevado preço do barril do petróleo e do elevado grau de investimento em exploração, as descobertas mundiais de petróleo em reservatórios convencionais continuaram decrescendo . Por esta razão as multinacionais do petróleo que apesar de investir pesadamente, não estavam descobrindo nada nem de longe tão significativo quanto o Pré-Sal e, portanto, não tiveram que fazer pesados investimentos neste mesmo período.

Durante o processo de impeachment de Dilma Roussef em 2016, foi empossado na presidência da Petrobrás, Pedro Pullen Parente, que iniciou a venda do pré-sal de Santos com a acumulação gigante de Carcará vendida para a Statoil (hoje Equinor). Nesta venda a Petrobrás transferiu para a estatal de petróleo e gás da Noruega uma acumulação que estava em fase de avaliação e cujos dois poços de extensão (i.e. que delimitam a extensão de uma jazida) perfurados, avaliados por perfis e por testes de formação a poço revestido confirmavam a excelência e continuidade dos reservatórios e petróleo de excelente qualidade. A estatal norueguesa, cuja maioria dos gigantes operados no Mar do Norte já está em declínio , adquiriu um ativo formidável com cerca de 700 milhões a 1,3 bilhão de barris em volume de óleo equivalente recuperável e a parte superior da área do plano de avaliação de Carcará no antigo bloco BM-S-8 ainda por explorar à época .

Em dezembro de 2016 foi a vez de outro campo do pré-sal de Santos também sob regime de concessão, Lapa, o segundo campo a ser descoberto no pré-sal de Santos e o terceiro a entrar em produção, foi cedido por Pedro Parente através de parceria estratégica com a multinacional francesa Total , a qual entregou não apenas 35% e a operação de Lapa onde o primeiro sistema de produção definitiva, o FPSO Cidade de Caraguatatuba, tinha sido instalado dois dias antes, mas também 22,5% dos campos da antiga área de Iara (Sururu, Berbigão e Oeste de Atapu), unitizáveis com os campos Norte e Sul de Berbigão, Norte e Sul de Sururu e Atapu, da Cessão Onerosa. Em 3 de agosto de 2018 o jornal Valor publicou a notícia “Descoberta em Sururu amplia perspectivas sobre o pré-sal ” informando a conclusão de poço em Sururu confirmando uma coluna de óleo de 530 metros de extensão. À época esta era a maior coluna de óleo já encontrada no pré-sal de Santos. Estranhamente não há nenhuma notícia sobre Sururu nos comunicados publicados no site da empresa nesta data .

Através das parcerias estratégicas de Pedro Parente foi iniciada também a entrega do pré-sal na bacia de Campos onde usando como justificativa a maturidade dos campos gigantes do pós-sal firmou parceria em junho de 2018 com a Statoil/Equinor cedendo 25% em Roncador , o maior gigante do pós-sal da Bacia de Campos, e em outubro de 2018 com a estatal chinesa China National Oil and Gas Exploration and Development Company (CNODC), subsidiária da estatal chinesa China National Petroleum Company (CNPC) , no Cluster de Marlim formado pelos gigantes do pós-sal Marlim, Marlim Leste e Marlim Sul e pelo campo de Voador, os quais também possuem petróleo no pré-sal. Ressalte-se que quando comparamos o play pré-sal em Santos e Campos, este foi explorado e delimitado por um número muito maior de poços em Santos do que em Campos. Portanto, as estatais estrangeiras poderão ter boas surpresas se considerarmos que é nos campos gigantes que normalmente se acrescenta mais reservas por apropriação à medida em que vão sendo perfurados poços durante o desenvolvimento e amplia-se o conhecimento geológico.

No governo Temer vieram os leilões de petróleo no pré-sal sob regime de partilha já sem a exclusividade da Petrobrás como operadora. Ao todo foram realizadas pela ANP 4 rodadas de leilões da Partilha de Produção sob justificativa de aumentar as reservas nacionais e dinamizar o setor de petróleo e gás. Nestas rodadas foram leiloadas 12 áreas no Pré-Sal com volume de óleo in place (i.e. in situ) não riscado estimado pela ANP variando entre 0,2 (Sul de Gato do Mato) a 8,3 (Saturno) bilhões de barris de petróleo conforme mostra a tabela 1. Apesar da Petrobras usando seu direito de preferência criado na “Partilha quebrada por Serra”, adquirir 6 áreas estratégicas no Pré-Sal, as operadoras estrangeiras fincaram suas bandeiras nas outras 6 áreas em busca dos campos supergigantes e gigantes semelhantes aos já descobertos nas áreas sob Concessão e Cessão Onerosa. Mas os volumes de petróleo in situ (i.e. in place) estimados pela ANP são muito menores para estas áreas leiloadas nas 4 rodadas da partilha do que os volumes confirmados pela exploração e avaliação realizados pela Petrobrás como operadora nas áreas sob Concessão e Cessão Onerosa.

Para as companhias multinacionais e seus países não bastou quebrarem a operação exclusiva da Petrobrás conforme tramaram em 2009 dentro do Consulado dos EUA, situado no Centro do Rio a uma pequena distância da sede da Petrobrás, elas querem mais. Sabem que não se descobre fácil um campo de Petróleo como Búzios que possui um volume de óleo in place estimado em 2016 pela ANP em 29,9 bilhões de barris sem somar o gás natural in place, ou seja, contabilizando apenas a fração mais valiosa do petróleo, a parte líquida. Estes supergigantes são descobertos com intervalos de décadas. As multinacionais também sabem que considerando-se os 25 maiores campos mundiais de petróleo da base de dados de campos gigantes de petróleo e de gás do mundo da American Association of Petroleum Geologists (AAPG) disponível no site do governo dos EUA https://edx.netl.doe.gov/dataset/aapg-datapages-giant-oil-and-gas-fields-of-the-world, Búzios certamente está entre eles. Mas quantos cidadãos brasileiros sabiam disto antes de ler aqui?

Tentaram autorizar a venda de até 70% dos campos da Cessão Onerosa pelo próprio Congresso Nacional através do projeto de Lei do ex-deputado federal José Carlos Aleluia (DEM-BA), o qual passou na câmara (Projeto de Lei da Câmara (PLC) 78/2018) e teve sua urgência para votação aprovada no Senado em novembro de 2018 apesar de na consulta popular aberta à população quando o projeto de lei ainda estava na Câmara no site do e-cidadania a vitória maciça ter sido do “não” à autorização desta venda lesa-pátria. Talvez, temeroso de ao colocar em votação no Senado enfrentar a oposição dos partidos de esquerda e querendo fazer as coisas sem suscitar muita discussão com a sociedade brasileira, Guedes esteja fazendo o que prometeu em campanha e pretende fazer o leilão sem passar pelo Congresso.

Em 28 de fevereiro de 2019 em reunião extraordinária do CNPE, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque aprovou a realização do leilão do excedente através da resolução nº 2/2019 a qual “Estabelece diretrizes para a realização da Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção para os volumes excedentes aos contratados no regime de Cessão Onerosa”. Foram estabelecidos na resolução ás áreas que irão a leilão e os volumes excedentes (Figura 2), e também que a Petrobrás será compensada pelos investimentos realizados nas áreas pelas empresas que adquirirem participação nas mesmas no leilão marcado para 6 de novembro de 2019. Estas empresas em contrapartida se tornarão proprietárias em mesma medida de suas participações dos ativos existentes nas áreas: poços perfurados, equipamentos submarinos e plataformas de produção. Na área de Búzios onde já estão instaladas e produzindo os FPSOs P-74, P-75, P-76 e P-77 as quais deixarão de ser propriedade exclusiva da Petrobrás para serem propriedade do consórcio. As multinacionais terão ainda o direito de abaterem em custo em óleo, o que gastarem para indenizar a Petrobrás. A União estará abrindo mão de receitas tão necessárias ao nosso país em prol de empresas de países desenvolvidos e ricos. Mas será que todos os que zelam pelo patrimônio da União estão cientes?


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Figura 3
- Reprodução parcial de slide da reunião extraordinária do CNPE em 28 de fevereiro de 2019 (http://www.mme.gov.br/documents/10584/128239050/Apresenta%C3%A7%C3%A3o+1%C2%AA+Reuni%C3%A3o+Extraodin%C3%A1ria+CNPE_28_02_2019++Portal+MME.pdf/ae668c50-6004-455c-b53d-cebc8610f132).

Ressaltando a magnitude da produtividade dos poços de Búzios, tivemos a publicação em 2 de agosto de uma notícia no site estrangeiro de notícias de petróleo e gás www.upstreamonline.com  informando que a unidade de produção definitiva P-75 teria topado a capacidade máxima de produção de 150 mil barris diários com apenas 3 poços, um dos quais produzindo cerca de 60 mil b/d constituindo portanto um novo recorde de produção no pré-sal. Esperemos que este crime lesa-pátria da entrega do excedente da Cessão Onerosa não prossiga, seja pelo Congresso, seja pelo tapetão de Guedes.

 

1. Uma acumulação de petróleo contém originalmente um volume de óleo in place (VOIP), que engloba todo o volume de petróleo líquido, um volume de gás natural in place (GOIP) e um volume de óleo equivalente recuperável (VOER), que engloba o petróleo líquido e o gás natural convertido em equivalente energético, o qual será produzido e dará origem quando instalada a produção definitiva (ex: FPSOs,...) às parcelas das reservas e produção acumulada. http://www.mme.gov.br/documents/10584/1819973/CNPE_Memoria_28_Reuniao_24062014_Final.pdf/bb840f3b-878d-448a-a51a-bd1a7a13445a

2. http://www.mme.gov.br/documents/10584/1250812/Resolucao_CNPE_1_2014.pdf/2f07964a-2592-4eba-a062-c87a24d2d6bd

3. https://wikileaks.org/Nos-bastidores-o-lobby-pelo-pre.html

4. https://www.cartamaior.com.br/?/Editoria/Soberania-Nacional/Falacia-da-Privatizacao-para-Reducao-da-Divida-da-Petrobras/46/43739 http://www.aepet.org.br/w3/index.php/conteudo-geral/item/2953-falacia-da-privatizacao-para-reducao-da-divida

5. http://www.aepet.org.br/w3/index.php/periodicos/aepet-direto-diario/item/3454-video-desmonta-a-falacia-da-privatizacao-para-reducao-da-divida-da-petrobras

6. https://www.ifpenergiesnouvelles.com/sites/ifpen.fr/files/inline-images/NEWSROOM/Regards%20%C3%A9conomiques/Etudes%20%C3%A9conomiques/Panorama%202015/VA%20Panorama%202015/5-Panorama-2015-VA_NewConventionalOilGasDiscoveries.pdf

7. http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:211401/FULLTEXT01.pdf 

8. https://www.equinor.com/en/news/brazilian-offshore-licence-carcara.html

9. https://www.investidorpetrobras.com.br/ptb/2374/FatoRelevanteNovosAcordosentrePetrobraseTotalPortugues.pdf

10. https://www.valor.com.br/empresas/5710407/descoberta-em-sururu-amplia-perspectivas-sobre-pre-sal

11. https://www.investidorpetrobras.com.br/pt/resultados-e-comunicados/comunicados-ao-mercado/2018

12. https://www.investidorpetrobras.com.br/ptb/676/FRClosingParceriaEstrategicaEquinorPortugues.pdf

13. https://www.investidorpetrobras.com.br/ptb/7105/FatoRelevanteParceriaCNPCPortugues.pdf

14. https://www12.senado.leg.br/ecidadania/visualizacaomateria?id=133943

15. http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/DOU/RCNPE02_DOU_07032019.pdf

16. https://www.upstreamonline.com/live/1832553/record-flow-rates-push-petrobras-to-early-plateau-at-p-75-fpso

Última modificação em Quarta, 14 Agosto 2019 18:27
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