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Brasil vai relicitar áreas do pré-sal que eventualmente não forem vendidas, diz MME

Ministro Bento considera que nem todas as áreas precisam ser vendidas para que o leilão do pré-sal seja considerado um sucesso

Brasília, 05/11/2019 (Reuters) – O Brasil vai reavaliar todas as áreas de exploração de petróleo que eventualmente não forem vendidas no megaleilão dos excedentes da cessão onerosa a se realizar nesta quarta-feira (06/11), com o objetivo de colocá-las à venda novamente em oito a nove meses, disse hoje o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque. O ministro acrescentou que nem todas as áreas precisam ser vendidas para que o leilão do pré-sal seja considerado um sucesso. O governo espera que o leilão gere mais de R$ 100 bilhões em bônus de assinatura (valor pago em dinheiro pelas empresas que arrematam blocos), sendo que as áreas pelas quais a Petrobras já demostrou interesse chegam a R$ 70 bilhões.

Segundo o sócio da KPMG da área de Energia e Recursos Naturais, Anderson Dutra, apesar da grande atratividade dos ativos ofertados e do baixo risco exploratório, as empresas entrantes que forem vencedoras na licitação terão alguns desafios com a operação no Brasil.

“Infraestrutura, regulação e tributação são os três pilares de desafios para os novos entrantes no país. O primeiro ponto diz respeito ao processo de manutenção e escoamento do óleo; o segundo sobre adaptabilidade às questões regulatórias como sistema de comunicação com o órgão reguladores e agilidade na concessão de licenças ambientais; e o terceiro refere-se à carga e complexidade tributária no país”, explica.

Serão leiloadas na quarta quatro áreas da Bacia de Santos: Atapu, Búzios, Itapu e Sépia. No começo da semana passada, eram 14 as empresas interessadas, mas esse número caiu após as desistências.

Segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), existem entre 6 bilhões e 15 bilhões de barris de óleo equivalente excedente na área, o que representa o triplo do que foi concedido à Petrobras em 2010, quando houve a capitalização da empresa e todo o imbróglio da cessão onerosa começou.

O acordo da cessão onerosa previa revisão assim que os campos fossem considerados comercialmente viáveis, o que ocorreu em 2013. Na época, a petroleira buscou um novo acordo devido à variação do preço do barril do petróleo e do câmbio, bem como a reavaliação do tamanho das reservas.

Um entendimento só foi atingido com a União em outubro deste ano, quando foi acordado que a Petrobras receberá R$ 34,6 bilhões como uma espécie de indenização pela revisão do contrato.

Castello Branco disse que Búzios é o maior dos campos que serão ofertados e que está otimista de que a empresa irá ganhar. O dinheiro recebido do Estado servirá para financiar as ofertas.

No dia seguinte, ao leilão de cessão onerosa, o governo vai realizar também o leilão de partilha em 7 de novembro. “Vai ser um quebra-cabeça. Ainda não sabemos quem irá participar dos dois certames. Como são dois leilões seguidos, quem não for bem-sucedido no pregão do primeiro dia vai vir com força no Pré-sal”, complementa.

De acordo com a legislação em vigor, a Petrobras tem o direito de preferência para atuar como operadora nas áreas oferecidas no regime de partilha com percentual mínimo de 30% no consórcio, mesmo que não apresente a proposta vencedora. A empresa operadora é aquela que ficará responsável pela condução e execução de todas as atividades previstas no contrato. A Petrobras exerceu seu direito de preferência em relação às áreas de Búzios e Itapu.

Blocos oferecidos, na sequência em que serão licitados

Setor Bloco Bônus de Assinatura (R$) Percentual mínimo de excedente em óleo (%)
SS-AP1 Búzios 68.194.000.000,00 23,24
SS-AP1 Itapu 1.766.000.000,00 18,15
SS-AUP1 Sépia 22.859.000.000,00 27,88
SS-AUP1 Atapu 13.742.000.000,00 26,23

Nas rodadas de partilha, os bônus de assinatura são fixos e o excedente em óleo para a União é o único critério para definir a licitante vencedora (vence a que ofertar o maior percentual).

O excedente em óleo é a parcela da produção de petróleo e/ou gás natural a ser repartida entre a União e a empresa contratada, segundo critérios definidos no contrato e o percentual ofertado na rodada. Trata-se do volume total da produção menos os royalties devidos e o custo em óleo (parcela da produção correspondente aos custos e aos investimentos da empresa na operação do campo).

Essas empresas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participar da rodada da cessão onerosa informou a ANP, dia 30 de setembro:

1 – BP Energy do Brasil Ltda.

2 – Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.

3 – CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.

4 – CNOOC Petroleum Brasil Ltda.

5 – Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.

6 – Equinor Brasil Energia Ltda.

7 – ExxonMobil Exploração Brasil Ltda.

8 – Petrogal Brasil S.A.

9 – Petrobras

10 – Petronas Petróleo Brasil Ltda.

11 – QPI Brasil Petróleo Ltda.

12 – Shell Brasil Petróleo Ltda.

13 – Total E&P do Brasil Ltda.

14 – Wintershall DEA do Brasil Exploração e Produção Ltda.

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