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Realismo Mágico: o “farm-out” parcial das áreas objeto de Cessão Onerosa, por Paulo Valois Pires e José E. Siqueira

20/02/2017 | 09h41
Realismo Mágico: o “farm-out” parcial das áreas objeto de Cessão Onerosa, por Paulo Valois Pires e José E. Siqueira
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Em um cenário de preço de óleo na faixa de USD 50-60, talvez tenha chegado a hora de o governo federal pensar em alternativas que possibilitem o carrego da Petrobras em áreas de exploração que exijam investimentos elevados de “Capex”.

Uma das alternativas a ser examinada seria a alteração da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, que autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras, com dispensa de licitação, o exercício das atividades de exploração e de produção de petróleo, de gás natural em áreas não concedidas localizadas no Pré-sal (“Lei da Cessão Onerosa”).

Pela cessão, a Petrobras obrigou-se, em contrapartida, a pagar à União, prioritariamente, em títulos da dívida pública mobiliária federal, mas que poderiam ser recebidos pela Petrobras em integralização de aumento de capital subscrito pela União. Ou seja, a premissa sempre foi que nada sairia do caixa da companhia, já que o pagamento pela Cessão seria feito com títulos recebidos do próprio acionista controlador, a União Federal.

A eficácia da Cessão Onerosa não é permanente e está limitada a 5 bilhões/boe, conforme estabelecido no respectivo contrato. Os volumes presentes nas áreas objeto da Cessão Onerosa e seus respectivos valores serão determinados de acordo com laudos técnicos preparados por certificadoras com observância das melhores práticas da indústria do petróleo. Caberá à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP obter o laudo técnico que subsidiará a União nas negociações com a Petrobras sobre os valores e volumes envolvidos na Cessão Onerosa. Sobre a produção futura nas referidas áreas incidirão royalties à alíquota de 10%.

Além disso, por força do contrato, a Cessionária é obrigada a contratar atividades e serviços junto a universidades ou instituições de pesquisa de desenvolvimento tecnológicos nacionais, para tanto, esse valor deve obedecer ao mínimo de 0.5% da receita bruta anual da produção.

Basicamente, o contrato que formalizou a Cessão Onerosa (“Contrato de Cessão Onerosa”) deverá conter, entre outras, cláusulas que estabeleçam: (i) a identificação e a delimitação geográfica das respectivas áreas; (ii) os respectivos volumes, observado o limite de 5 bilhões/boe; (iii) valores mínimos, e metas de elevação ao longo do período de execução do contrato, do índice de nacionalização dos bens produzidos e dos serviços prestados para execução das atividades de pesquisa e lavra; (iv) o valor e as condições do pagamento; e (v) as condições para a revisão do contrato. O contrato de Cessão Onerosa deverá ser submetido à prévia apreciação do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE.

Background

Na Mensagem encaminhada à Presidência da República, pelo então Ministro de Minas e Energia, Ministro da Fazenda e outros, a aprovação do projeto de lei que se converteria na Lei da Cessão Onerosa justificava-se “pelo interesse da União, enquanto sócia controladora da Petrobras, em fortalecer a empresa com vistas a dotá-la com os recursos decorrentes de áreas que se caracterizam pelo baixo risco exploratório e representam considerável potencial de rentabilidade.” A promulgação da Lei da Cessão Onerosa se deu no momento em que o “Brent” girava em torno de USD 74,00/barril, com viés de alta, o que se confirmou nos meses seguintes quando o preço passou de USD 120,00/barril em março de 2012. Naquela época, o clima ainda era, portanto, de euforia, ou pelo menos de otimismo, com a indústria do petróleo em geral, e particularmente com a Petrobras, conforme se depreende de trecho extraído da referida Mensagem: “Além disso, dado que a União não possui, ela própria, a estrutura necessária para as atividades exploratórias desse potencial petrolífero, ao ceder o exercício dessas atividades à Petrobras, em contrapartida a uma compensação adequada, a União também contribui para o crescimento e fortalecimento de uma empresa nacional, da qual é acionista controladora.”

IPO da Petrobras de 2010

Na esteira da Cessão Onerosa, a Petrobras promoveu, em setembro de 2010, a maior oferta pública de ações da história, que resultou na capitalização de aproximadamente R$ 120,25 bilhões (USD 67 bilhões), dentre os quais R$ 74,8 bilhões foram utilizados para custear a cessão onerosa, a um preço à época de R$ 29,65 por ação ordinária (USD 17,29) e R$ 26,30 por ação preferencial (USD 15,33). Com a capitalização, a União Federal ampliou sua participação na Petrobras, cuja estrutura de capital passou a ser a seguinte após o evento:

Fonte: Petrobras 

Cessões Onerosas já realizadas

Pelo Contrato de Cessão Onerosa a União cedeu à Petrobras os direitos exploratórios nos blocos de Florim, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi, Nordeste de Tupi, e Peroba, na Bacia de Santos, com limite à produção de 5 (cinco) bilhões de barris equivalentes de petróleo. Em contrapartida, a Petrobras desembolsou aproximadamente R$ 75 bilhões, a um preço médio ponderado de R$ 14,96/boe. Os termos do Contrato de Cessão Onerosa foram aprovados pela Resolução CNPE nº 2, de 1º de setembro de 2010. A celebração do Contrato entre a Petrobras e a União se deu em 3 de setembro de 2010.

Posteriormente, a Resolução CNPE nº 1, de 24 de julho de 2014, aprovou a contratação direta da Petrobras, em regime de partilha, para produção que exceder o limite estabelecido pela Lei da Cessão Onerosa, nos campos de Búzios, Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi, de acordo com seguintes parâmetros, entre outros: (i) US$ 105.00/barril; (ii) produção média de 11.000 barris/dia, por poço produtor ativo; (iii) apropriação mensal do valor correspondente ao custo em óleo respeitado o limite de 50% do valor bruto da produção nos dois primeiros anos de produção e de 30% nos anos seguintes; (iv) bônus de assinatura total de R$ 2 bilhões. Vale notar que essas áreas delimitadas nesse novo contrato de partilha serão consideradas intransferíveis.

Divergências sobre a avaliação dos ativos

A questão da avaliação dos ativos para fins de revisão do Contrato de Cessão Onerosa teve início em 2014, quando a ANP e Petrobras contrataram, respectivamente, a Gaffney, Cline and Associates e a DeGolyer and MacNaughton, para elaboração dos laudos técnicos, de acordo com as melhores práticas da indústria do petróleo. O procedimento de revisão está detalhado na cláusula Oitava do Contrato de Cessão Onerosa e começará “imediatamente após a Declaração de Comercialidade de cada Campo” e “poderá ter como resultado a renegociação dos seguintes itens: (i) Valor do Contrato; (ii) Volume Máximo; (iii) Prazo de Vigência; e (iv) Percentuais mínimos de Conteúdo Local”.

O Anexo V do Contrato também estabelece as diretrizes que deverão ser observadas para a revisão dos ativos a partir da metodologia do fluxo de caixa descontado para cálculo do respectivo valor presente líquido (VPL) do boe, segundo as premissas técnicas e econômicas nele estabelecidas, dentre as quais a taxa de desconto real (8,83% ao ano), além do preço de referência dos hidrocarbonetos.

Note-se que se o valor revisto for superior ao valor inicial do Contrato (aproximadamente R$ 75 bilhões), a Petrobras deverá (i) pagar a diferença em espécie ou em títulos da dívida pública federal, ou (ii) compensar pela redução do volume máximo a ser produzido em cada campo. Por outro lado, se o valor revisto for inferior ao montante aproximado de R$ 75 bilhões, a Petrobras será credora da União, o que poderá eventualmente ocorrer por conta da queda dos preços do petróleo no mercado internacional.

O processo de revisão foi objeto do Acórdão 353/2016 do Tribunal de Contas da União, em que estão sintetizadas as principais divergências entre as posições da Petrobras e da ANP a respeito dos modelos geológicos e petrofísicos a serem utilizados para estimativa e valoração dos volumes in place e simulação da curva de recuperação do campo, entre outras questões.

É importante destacar que os termos da revisão do contrato deverão ser oportunamente submetidos à apreciação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Proibição de “farm-out” das áreas objeto da Cessão Onerosa

O artigo 1º, § 6º da Lei de Cessão Onerosa declara expressamente que a cessão dos direitos é intransferível. Assim, pela atual redação, a Petrobras está impossibilitada de pleno direito de ceder, ainda que parcialmente, as áreas de Florim, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi, Nordeste de Tupi, e Peroba, na Bacia de Santos. A cláusula trigésima do Contrato de Cessão Onerosa também prevê a sua intransferibilidade a terceiros. Igualmente, as definições do Contrato estabelecem expressamente que a operadora dos blocos será a Petrobras.

Na mesma linha, o Parágrafo único do artigo 31, da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, que introduziu o regime de partilha da produção, somente autoriza a Petrobras a ceder sua participação nos contratos de partilha por ela celebrados em regime licitatório. Essa restrição está, inclusive, reproduzida no artigo 4º da Resolução CNPE nº 1/2014. Atualmente, portanto, não é possível a transferência a terceiros dos contratos que resultaram da contratação direta da companhia pela União.

Em outras palavras: muitas restrições, talvez fruto de uma visão prevalente à época de que à Petrobras estaria permanentemente assegurado o exercício exclusivo das atividades de exploração e produção em áreas consideradas estratégicas ao amparo da Cessão Onerosa, já que a companhia teria “caixa” suficiente para custear essas operações ao longo do tempo.

Na prática, tais restrições impedem a Petrobras de realizar o farm-out parcial das áreas por ela recebidas pelo regime de Cessão Onerosa, bem como dos excedentes em regime de partilha nos termos da Resolução CNPE nº 1/2014.

Numa época de encarecimento dos custos de captação, ainda que a Petrobras tenha sido bem sucedida no início do ano com a emissão de títulos no mercado internacional, não resta dúvida de que a referida proibição restringe a capacidade da companhia buscar parceiros que lhe assegurem o “carrego” financeiro para o desenvolvimento dessas áreas.

Uma vertente concreta da aplicação do “Realismo Mágico” de Gabriel Garcia Marques, notadamente pela cristalização em norma jurídica de casos pontuais como se fossem perduráveis no tempo.

 

Sobre os autores: Paulo Valois Pires, sócio de Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel e José Eduardo Siqueira, associado de Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel



Fonte: Paulo Valois Pires eJosé Eduardo Siqueira
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