A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) realizou recentemente a 2ª Rodada dos volumes de excedentes da cessão onerosa. As duas áreas ofertadas – Sépia e Atapu – foram arrematadas por consórcios com a participação da Petrobras (operadora) e arrecadaram juntas R$ 11,140 bilhões em bônus de assinatura. Mas como surgiram os contratos de cessão onerosa? Na prática, como funcionam? E, como o governo define esses excedentes de petróleo do polígono do pré-sal? O Além da Superfície explica.
Cessão onerosa
Por lei, todo petróleo que está no subsolo brasileiro pertence a União. O governo federal cede às empresas o direito de explorar esse óleo. Com a descoberta do pré-sal, o governo resolveu instituir no país um novo contrato de exploração de petróleo, o regime de partilha de produção, previsto na Lei nº 12.276, de 2010. ¹ Em setembro de 2010, governo federal e Petrobras firmaram um contrato de cessão onerosa, estipulando que a estatal de petróleo podia produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente nos blocos do pré-sal da Bacia de Santos (campos de Búzios, Sépia, Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu, Itapu, Sul de Lula e Sul de Sapinhoá).
No entanto, a Lei nº 12.276/2010 não previu a hipótese de que o volume de petróleo e gás natural recuperável nos campos contratados em regime de cessão onerosa fosse superior ao estipulado como máximo a ser produzido. Com o começo da exploração no pré-sal, descobriram que em alguns blocos havia reservas com um volume até três vezes maior do que os 5 bilhões de barris de óleo equivalente previstos inicialmente.
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Volumes excedentes
No final de 2013, iniciou-se, então, a revisão do contrato de cessão onerosa entre Petrobras e governo federal. Essa reserva a mais passou a ser chamada de volumes excedentes da cessão onerosa. Todo esse excedente precisava ser leiloado pela ANP. Mas havia questões técnicas e financeiras a ser resolvidas, já que a Petrobras já tinha investido muito dinheiro nas primeiras fases de descoberta e exploração. Após uma longa negociação envolvendo o Ministério da Economia, Ministério de Minas e Energia, ANP, TCU (Tribunal de Contas da União) e a própria Petrobras, em novembro de 2019, ocorreu o primeiro leilão dos excedentes da cessão onerosa.
Búzios e Itapu
Quatro blocos foram ofertados no 1º leilão dos volumes excedentes da cessão onerosa, em 06 de novembro de 2019. Búzios e Itapu foram arrematados por um montante de R$ 69,9 bilhões em bônus de assinatura. Segundo a PPSA (Pré-sal Petróleo S.A.), esse valor supera o somatório de todos os bônus de assinatura já pagos no Brasil desde a 2ª Rodada de licitações em regime de concessão. A Petrobras adquiriu os excedentes da cessão onerosa da área de Búzios – em consórcio com as chinesas CNODC Brasil (5%) e CNOOC Petroleum Brasil (5%) por R$ 68,2 bilhões. Em 2021, foi finalizado o período para que as empresas chinesas informassem o interesse em aumentar a participação e a CNOOC adquiriu mais 5% de participação. Já em Itapu, a estatal arrematou os excedentes sozinha, ficando como operadora única.
Sépia e Atapu
Sépia e Atapu, não obtiveram propostas em 2019 e por isso foram ofertadas novamente na 2ª Rodada de excedentes da cessão onerosa, em 17 de dezembro de 2021. Exercendo o seu direito de preferência, a Petrobras concordou em integrar o consórcio formado por TotalEnergies (28%), Petronas (21%) e QP (21%), que ganhou a disputa por Sépia ao oferecer lucro-óleo de 37,43%, contra a proposta inicial de 15,02%, ágio de 149,2%. Em Atapu, o consórcio formado por Petrobras, Shell e TotalEnergies venceu o certame oferecendo um ágio de 437,86% sobre o porcentual mínimo de lucro-óleo de 5,89% para a União. Segundo o IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás), “o leilão representou a última oportunidade de acesso a grandes volumes já descobertos do pré-sal”.
