A primeira rodada de E&P com modelo de partilha de produção

Entusiasmado com o bônus da 11ª rodada da ANP, que alcançou a cifra recorde de R$ 2,82 bilhões (US$ 1,41 bilhão), o governo considerou que a excelência do “negócio” mereceria tratamento prioritário. E assim entendeu que valeria a pena trocar a data do leilão da primeira licitação do pré-sal, prevista para novembro, com a da 12ª rodada, marcada para outubro, certamente com a expectativa de que o pré-sal daria origem a um bônus muito maior. Desse modo, a indústria tenta digerir a proposição, repleta de novidades e sutilezas, da 1ª rodada de partilha da produção (“PSA”), que vai ofertar a área de Libra, na Bacia de Santos, e cujo edital foi publicado em 9 de julho.

Alguns parâmetros decorrentes da legislação recente sobre petróleo já eram conhecidos: a criação da estatal PPSA como gestora dos PSAs; a obrigatoriedade de a Petrobras ser operadora, com mínimo de 30% de participação; a definição pelo governo do valor mínimo do bônus a ser pago; o programa exploratório mínimo (PEM) a ser cumprido; e o percentual mínimo do excedente em óleo da União, único fator de concorrência, para definição do vencedor. 

O edital trouxe os pontos mais importantes da licitação: (i) o percentual mínimo de excedente em óleo para a União, de 41,65%; (ii) o bônus de assinatura, de R$ 15 bilhões (US$ 6,6 bilhões), a ser pago em fins de outubro; (iii) o PEM, consistindo em sísmica 3D e dois poços exploratórios, fixado em R$ 611 milhões (US$ 270 milhões) para aplicação em quatro anos; e (iv) a taxa de participação, que dá acesso ao pacote de dados, de R$ 2,07 milhões (quase US$ 1 milhão, a mais alta já cobrada pela ANP). O contrato terá duração de 35 anos a partir de sua assinatura, e os direitos da contratada sobre os campos que vierem a ser descobertos prevalecerá somente da data de declaração de comercialidade do campo até a data da vigência do contrato, fator extremamente negativo. Afinal, há descobertas da 2ª rodada em Santos, com contratos assinados há 13 anos, que até hoje não foram declaradas comerciais.  

Libra tem 1,55 km2, é pouco maior que Franco, que tem 1,25 km2, e situa-se entre 1.800 m e 2.200 m de cota batimétrica, a cerca de 150 km da costa. Nele foi perfurado o poço “estratigráfico” (sic) 2-ANP-2A-RJS, que confirmou a presença de óleo, com apreciável potencial de produção. 

Os dados divulgados até o momento sobre os campos do cluster de Santos nos permitem ranquear Libra, Franco e Lula, segundo os volumes recuperáveis, em 6,2, 5,4, e 2,2 bilhões de BOE, respectivamente, com a ressalva de que, se não for assim, a culpa é dos carbonatos. 

Mas a desproporção entre os US$ 6,6 bilhões de bônus, up-front – sem direito à inclusão no cost oil – , e os US$ 270 milhões de PEM aponta uma séria dificuldade econômica para se chegar a um retorno satisfatório dos investimentos. Ainda mais que a recuperação do cost oil não pode ultrapassar 50% das receitas nos dois primeiros anos de produção e 30% nos anos seguintes. O percentual mínimo do excedente de óleo ficou sujeito a um sofisticado sistema de ajuste, função da cotação do Brent, da produção média dos poços, e até do Consumer Prices Index americano. Isso, se de algum modo protege as partes, por outro lado deixa ao arbítrio do gestor decisões complexas e críticas sobre o dados de produção que entram no cálculo.

Houve um abrandamento no conteúdo local, mas o gestor, sem compromissos financeiros com o projeto, com poderes discricionários e polo de potencial conflito de interesse entre as partes, é uma das maiores anomalias do modelo brasileiro de partilha. Na Rússia, onde há muitos PSAs em andamento, e na China, onde também há vários PSAs com companhias estrangeiras, não há estatal para gestão dos contratos e operações, como no Brasil. Inovações têm limites!

Esperamos que essa rodada tenha êxito. Mas esperamos também que logo possamos retornar ao bem-sucedido contrato de concessão também para o pré-sal. Precisamos de coisas simples e eficientes!

A coluna de Wagner Freireé publicada a cada dois meses
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