O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou, em edição extra do Diário Oficial da União, a resolução que autoriza a ANP a realização o leilão do excedente da cessão onerosa, aprovado na noite de ontem. Com a publicação da resolução, começa a contar o prazo de 30 dias que a Petrobras possui para manifestar interesse nas áreas de Atapu, Búzios, Itapu e Sépia.

O CNPE definiu na noite de ontem que a concorrência terá bônus de assinatura de R$ 106 bilhões. Ficou definido também que serão ofertados quatro campos: Búzios (o maior deles), Sépia, Atapu, Itapu, com bônus individuais variando de R$ 68 bilhões a R$ 1,8 bilhões – projetos de portes diferentes, que podem permitir a entrada de empresas com perfis e capacidades financeiras variadas.

Também ontem, o ministro Paulo Guedes disse que o governo está elaborando o plano de equilíbrio financeiro para os estados e municípios. Nesse plano, segundo o ministro, o governo estuda antecipar até R$ 6 bilhões do dinheiro que será arrecadado com o leilão da cessão onerosa do petróleo, previsto para o fim do ano. Guedes almoçou com o ministro da Casa Civil, Onyx Lorenzoni, e presidente do Senado, Davi Alcolumbre, na residência oficial do Senado, em Brasília.

Nesta quinta-feira mostramos que Guedes continua pulando etapas no quesito articulação política. Nesse caso, o ministro “esqueceu” de levar em consideração em sua proposta o Tribunal de Contas da União (TCU) e o próprio Congresso Nacional.

Veja abaixo a íntegra da resolução:

CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA – CNPE

RESOLUÇÃO Nº 6, DE 17 DE ABRIL DE 2019

Aprova os parâmetros técnicos e econômicos dos Volumes Excedentes ao Contrato da Cessão Onerosa para realização da Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção.

O PRESIDENTE DO CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA – CNPE, no uso de suas atribuições, tendo em vista o disposto no art. 2º, inciso I, da Lei nº 9.478, de 6 agosto de 1997, no art. 9º, inciso IV, da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, no art. 1º do Decreto nº 3.520, de 21 de junho de 2000, no art. 1º da Resolução CNPE nº 2, de 28 de fevereiro de 2019, no art. 1º da Resolução CNPE nº 5, de 9 de abril de 2019, no art. 7º, inciso III, e no art. 14,caput, do Regimento Interno do CNPE, aprovado pela Resolução nº 7, de 10 de novembro de 2009, e na deliberação da 3ª Reunião Extraordinária, realizada em 17 de abril de 2019, e o que consta do Processo nº 48380.000197/2018-13,

Considerando que o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, nos termos da Resolução CNPE nº 2, de 1º de setembro de 2010, aprovou o Contrato de Cessão Onerosa – CCO para o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, celebrado entre a União e a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, nos termos da Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, permitindo a exploração e produção de hidrocarbonetos em 6 (seis) Blocos denominados Franco, Florim, Sul de Tupi, NE de Tupi, Sul de Guará e Entorno de Iara;

Considerando que o CCO produzirá efeitos até que a Petrobras extraia o número de barris equivalentes de petróleo previstos no CCO, não podendo exceder a 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris equivalentes de petróleo, nos termos do art. 1º, § 2º, da Lei nº 12.276, de 2010, conforme aprovado pela Resolução CNPE nº 2, de 1º de setembro de 2010;

Considerando que as estimativas prévias efetuadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, indicam que nas áreas contratadas sob o regime de Cessão Onerosa existem volumes que ultrapassam os 5.000.000.000 (cinco bilhões) de barris equivalentes de petróleo contratados pela Petrobras;

Considerando que é de interesse da União contratar as atividades de exploração e produção dos Volumes Excedentes aos contratados no regime de Cessão Onerosa de modo a promover o aproveitamento racional dos recursos petrolíferos nessas jazidas, nos termos da Resolução CNPE nº 2, de 28 de fevereiro de 2019; e

Considerando que o art. 3º da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, estipula que a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área do Pré-sal e em áreas estratégicas serão contratadas sob regime de Partilha de Produção, resolve:

Art. 1º Autorizar a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP a realizar a Rodada de Licitações de Partilha de Produção para os Volumes Excedentes aos contratados sob o regime de Cessão Onerosa, em áreas do Pré-sal.

1º Para efeito do disposto nocaputserão ofertadas as áreas de desenvolvimento de Atapu, Búzios, ltapu e Sépia, na Bacia de Santos.
2º Nos termos do art. 4º, § 1º, da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, fica a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras notificada a se manifestar, em um prazo máximo de trinta dias, contados da publicação desta Resolução, sobre o direito de preferência que lhe assiste em relação às áreas ofertadas.
3º A licitação dos Volumes Excedentes ao CCO respeitará os direitos da Petrobras previstos no CCO e no seu respectivo Termo Aditivo.
Art. 2º Aprovar os parâmetros técnicos e econômicos dos Contratos de Partilha de Produção a serem celebrados pela União, representada pelo Ministério de Minas e Energia, como resultado da Rodada de Licitações de Partilha de Produção para os Volumes Excedentes ao CCO.

1º O excedente em óleo da União variará em função do preço do barril do petróleo Brent e da produção diária média dos poços produtores ativos, considerando-se, para tanto, o valor dos bônus de assinatura, o desenvolvimento da produção em módulos individualizados e o fluxo de caixa durante a vigência de cada Contrato de Partilha de Produção.
2º No período de vigência dos Contratos de Partilha de Produção, considerando-se o preço do barril de petróleo Brent de US$ 76,18 (setenta e seis dólares norte-americanos e dezoito centavos) e a produção diária média de 12 (doze mil) barris de petróleo por poço produtor ativo, os percentuais mínimos do excedente em óleo da União (alíquota) serão os seguintes:
I – na área de Atapu, 25,11% (vinte e cinco inteiros, onze centésimos por cento);

II – na área de Búzios, 23,25% (vinte e três inteiros, vinte e cinco centésimos por cento);

III – na área de Itapu, 19,82% (dezenove inteiros, oitenta e dois centésimos por cento); e

IV – na área de Sépia, 27,65% (vinte e sete inteiros, sessenta e cinco centésimos por cento).

3º Durante a fase de produção, o(s) contratado(s), a cada mês, apropriar-se-ão da parcela de produção correspondente ao custo em óleo, respeitado o limite máximo de 80% (oitenta por cento) do valor bruto da produção em cada uma das áreas ofertadas.
4º Os custos que ultrapassem os limites definidos no § 3º serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes.
5º Os valores dos bônus de assinatura para as áreas serão:
I – na área de Atapu, R$ 13.742.000.000,00 (treze bilhões, setecentos e quarenta e dois milhões de reais);

II – na área de Búzios, R$ 68.194.000.000,00 (sessenta e oito bilhões, cento e noventa e quatro milhões de reais);

III – na área de ltapu, R$ 1.766.000.000,00 (hum bilhão, setecentos e sessenta e seis milhões de reais); e

IV – na área de Sépia, R$ 22.859.000.000,00 (vinte e dois bilhões, oitocentos e cinquenta e nove milhões de reais).

6º A partir do resultado da licitação, será destinado à Pré-Sal Petróleo S.A. a parcela do bônus de assinatura no valor de R$ 29.250.000,00 (vinte e nove milhões, duzentos e cinquenta mil reais), conforme disponibilidade orçamentária e financeira da União.
7º O Conteúdo Local mínimo obrigatório a ser exigido nas áreas de Búzios, Itapu e Sépia atenderá aos seguintes critérios:
I – Etapa de Desenvolvimento da Produção: com o mínimo de (25%) vinte e cinco por cento para Construção de Poço; de (40%) quarenta por cento para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de (25%) vinte e cinco por cento para a Unidade Estacionária de Produção; e

II – os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório, definidos no inciso I, não serão passíveis de mecanismos de isenção de cumprimento dos compromissos assumidos (waiver).

8º O Conteúdo Local mínimo obrigatório a ser exigido na área de Atapu deverá atender às condições exigidas a esse título no Contrato da respectiva área adjacente, denominada Oeste de Atapu.
Art. 3º Serão recuperados como custo em óleo:

I – os valores devidos à Petrobras pelo(s) contratado(s) sob o regime de partilha de produção, nos termos do art. 1º, incisos II a V, e do art. 2º, § 1º, da Resolução CNPE nº 2, de 28 de fevereiro de 2019; e

II – os demais gastos realizados pelo(s) contratado(s) sob o regime de partilha de produção que estejam relacionados às atividades vinculadas ao objeto do(s) Contrato(s) de Partilha de Produção e aprovados no âmbito do(s) Comitê(s) Operacional(s), tendo como referência custos típicos da atividade e as melhores práticas da indústria do petróleo.

Parágrafo único. Os valores que serão recuperados como custo em óleo poderão ser atualizados monetariamente, segundo condições definidas nos Contratos de Partilha de Produção, sendo vedada a remuneração de capital.

Art. 4º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.