Valor Econômico – 14/11/2013

Por Cláudia Schüffner | Do Rio

A indicação de que o campo de Franco – usado na capitalização da Petrobras em 2010 – pode ser maior que o megacampo de Libra pode trazer algumas dificuldades à já longa e difícil agenda que envolve a Petrobras e o governo em torno da renegociação dos contratos da cessão onerosa que resultou na bilionária capitalização da estatal. Nesse embate, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) participa oferecendo subsídios à União. A cessão onerosa é um regime especial pelo qual a Petrobras ganhou o direito de produzir 5 bilhões de barris recuperáveis de óleo e gás em 2010.

Ontem, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, disse que tudo sugere que Franco – o maior campo da cessão onerosa – possui volume de óleo igual ou superior ao do recém-licitado Libra. Isso significa no mínimo 8 bilhões de barris equivalentes de petróleo, quando na negociação de 2010 foram atribuídas a ele reservas de 3,056 bilhões de barris recuperáveis de óleo e gás. (ver reportagem abaixo)

A agenda entre a ANP e a estatal, contudo, vai além de Franco e precisa ser negociada em conjunto. Fazem parte dela o ressarcimento à Petrobras pela perfuração dos poços descobridores dos campos de Franco e Libra e o acordo para individualização da produção no campo de Lula com a área chamada Sul de Tupi, uma das que ficou com a estatal na cessão onerosa e a primeira onde será necessário acordo.

Para cumprir formalidades, a estatal comunicou aos ministérios da Fazenda e de Minas e Energia que está pronta para discutir as datas das declarações de comercialidade dos campos, cujo início da produção formal é prevista para começar entre 2016 e 2019. Como a Petrobras já informou que vai declarar a de Franco em dezembro – portanto nove meses antes do prazo do contrato – isso indica que a companhia já tem estimativas técnicas e quer ter mais precisas sobre o volume de óleo nesse gigante.

No mês passado, a presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que enviou carta para o governo no dia 10 de outubro solicitando o início das reuniões sobre a declaração de comercialidade e para rever contratos, se for o caso, fazendo menção ao presente da cessão onerosa e sobre o futuro. Na negociação de 2010 foram pagos US$ 42,5 bilhões pelos 5 bilhões de barris

Para produzir esse petróleo e gás a Petrobras ganhou, além de Franco, o direito de explorar os reservatórios chamados Entorno de Iara, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Florim e Peroba. Esse último é um back-up para o caso de não serem encontrados volumes suficientes nos demais.

Como tudo indica a existência de bilhões de barris adicionais em Franco, isso gera uma dúvida relacionada ao destino do petróleo nos demais reservatórios. O contrato não prevê produzir todo o petróleo de um só campo e, portanto, não existe a opção de produzir apenas em Franco se os demais tiverem óleo em quantidade e economicidade.

Na negociações de 2010 oram estimadas as reservas recuperáveis de cada reservatório e na revisão, que acontecerá em 2014, tudo será rediscutido, inclusive os valores atribuídos aos barris de petróleo encontrados em cada um dos campos cedidos, tomando-se como base uma nova avaliação das reservas e até a produtividade de cada poço, que vai ditar a economicidade dos projetos. A Gaffney, Cline & Associates, que fez a certificação das áreas em 2010, ganhou nova licitação da ANP e vai refazer as estimativas de reservas nos seis campos.

Caso seja provado que a Petrobras pagou barato pelas áreas – o preço médio foi de US$ 8,51 por barril – a estatal terá que embolsar a União pela diferença, e vice-versa no caso de os custos serem mais elevados. Outra opção, no caso de a estatal não ter recursos para pagar o novo preço, é produzir um volume menor do que os 5 bilhões de barris.

A solução não será simples e a negociação pode trazer tensão para minoritários da estatal. Alguns já temem que a incorporação de mais barris possa resultar em uma segunda capitalização da companhia. Contudo, isso dependeria da aprovação de nova lei em ano eleitoral, o que é altamente improvável.

Florival Carvalho, diretor da ANP, diz que o governo vai ajudar a agência na arbitragem desse processo. Não é uma arbitragem formal, claro. O governo, como detentor das concessões, está interessado em saber se vai receber a mais ou a menos. E o papel da ANP é em consonância com isso. Mas o governo também é acionista da Petrobras, com quase 50%, e vai fazer também os seus cálculos para ver onde ele vai ter mais interesse, disse o diretor ao Valor PRO, o serviço de informação em tempo real do Valor.

Carvalho cita como exemplo a possibilidade de aumentar o preço do óleo adquirido pela Petrobras, mas complementa dizendo que serão levadas em conta outras questões. Essa é uma decisão política do governo, melhor dizendo, é uma decisão técnica, econômica e política que o governo vai tomar nesse aspecto, acrescenta.

Em outro front, a Petrobras também negocia com a ANP o ressarcimento pela perfuração dos poços descobridores de Libra e Franco. Na única menção a valores, Graça Foster disse, em agosto, em depoimento na Câmara dos Deputados, que a perfuração de Libra custou R$ 237,6 milhões e que os custos de Franco serão considerados na revisão dos valores da cessão onerosa.

A ANP ainda não sabe como vai pagar pela perfuração de Libra, leiloado no mês passado no regime de partilha de produção. O governo pode emitir um bônus para pagar isso, ou podemos fazer uma autorização, não sei. Temos que pagar. É uma coisa a se estudar entre ANP, Petrobras e governo para se chegar a uma fórmula. A lei não permite deduzir do royalty e nem da participação especial, e também não se pode compensar de multas, explicou Carvalho.

O diretor da agência reguladora do setor de petróleo diz que ainda não é possível prever o desfecho da renegociação entre Petrobras e a União sobre a cessão onerosa. Se você me perguntar o que vai acontecer, eu não sei. Mas meu sentimento é que essas áreas têm muito mais que 5 bilhões de barris. Quanto é que vamos chegar a uma solução disso? Até setembro de 2014, diz.

A ANP está exigindo da Petrobras aumento dos investimentos para elevar a produção de petróleo na Bacia de Campos. Já foram concluídos os novos planos de desenvolvimento (PD) de Roncador e Marlim Sul, sendo que no último a estatal terá que perfurar mais 11 poços em três anos. Também estão em revisão os planos para Marlim, Albacora, Albacora Leste, Jubarte e Barracuda-Caratinga. (Colaborou Elisa Soares, do Rio)