Conforme divulgado em fato relevante em 1º de setembro de 2010, o valor inicial do Contrato de Cessão Onerosa (CO), que outorgou à Petrobras o direito de produção de cinco bilhões de barris de óleo equivalente (boe), foi determinado através de negociação entre a Petrobras e a União Federal, baseado em laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, contratadas pela Petrobras e pela Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Resultou dessa negociação um preço médio ponderado de R$ 14,96 (US$ 8,51) por boe. O Comitê de Minoritários, formado no âmbito do Conselho de Administração da Petrobras, aprovou os termos do Contrato de CO, inclusive quanto ao preço médio ponderado do barril. A instituição financeira Barclays Capital atuou como assessor do Comitê e emitiu uma opinião (Fairness Opinion) sobre a transação.

O contrato contém mecanismos de redução de riscos para a Petrobras, expressos na forma de garantia dos volumes a serem produzidos nas diversas áreas e da equidade do valor pago.

Neste contexto, o contrato prevê um processo de revisão dos valores e volumes em cada área pactuados em 2010 à luz dos dados exploratórios e de produção obtidos desde então, assim como pela atualização dos custos dos projetos e dos preços de petróleo e gás natural.

O processo de revisão está em andamento desde as declarações de comercialidade, efetuadas entre dezembro de 2013 e dezembro de 2014, envolvendo representantes da Petrobras e, por parte da União, dos Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, além da ANP. Os valores deverão ser pactuados a partir de laudos de certificadores independentes. A revisão tem o acompanhamento do TCU e deverá, nos termos da Lei nº 12.276/2010 e do contrato, ser aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

As características do contrato possibilitam a geração de um fluxo de caixa livre superior aos demais regimes vigentes no Brasil, visto que, apesar de aplicável o pagamento de royalties, não há previsão de pagamento de participação especial, que é devida no regime de Concessão e cuja alíquota máxima chega a 40% da receita líquida do projeto, nem de excedente em óleo para a União, como acontece no regime de Partilha da Produção. Desta forma, o fluxo de caixa previsto para os projetos sob regime de CO é parte relevante do planejamento estratégico da companhia, considerando-se as metas de redução de alavancagem e geração de caixa.

Nos processos de aprovação de fases dos projetos da CO, são considerados os procedimentos usuais da indústria do petróleo, envolvendo análises de cenários, entre estes as visões prospectiva e integral (“full-life”). A visão prospectiva é utilizada para a decisão de investimentos incrementais, enquanto a visão integral é utilizada para medir a competitividade de todo o processo, desde a aquisição dos volumes de hidrocarbonetos até o desenvolvimento final da produção. Neste caso, o maior componente da diferença entre as visões é o custo de aquisição de US$ 8,51 por barril. Em ambas as visões, busca-se a garantia da rentabilidade do capital empregado pela companhia e, para os projetos da CO, são obtidas visões prospectivas em relação ao preço de petróleo que garante a rentabilidade dos projetos (“Brent de equilíbrio”) em linha com os demais projetos executados pela companhia no pré-sal.

O processo de revisão, quando finalizado, acarretará em ajuste do valor pago em 2010 e, consequentemente, afetará a visão integral do contrato.

Por fim, esclarecemos que, ao contrário da afirmação constante na mídia, a construção dos navios-plataformas a serem destinados ao campo de Búzios não possui qualquer relação com contratos com a Sete Brasil.