A Câmara dos Deputados aprovou na noite de ontem (13/6) pedido de urgência para o PL 8.939/2017, do deputado José Carlos Aleluia (DM/BA) e que libera a Petrobras para vender até 70% dos campos da cessão onerosa, áreas do pré-sal da Bacia de Santos cedidas pela União à estatal em 2010 em troca da capitalização da empresa. A Agência Nacional do Petróleo chegou a tentar licitar as áreas em 2007, na 9a rodada de licitações, mas os blocos acabaram retiradas do leilão pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) por conta da descoberta do pré-sal para a criação de um novo modelo de exploração e produção de petróleo no Brasil, que terminou com a partilha da produção e operação única da Petrobras no pré-sal.
A fase exploratória do contrato da cessão onerosa terminou em dezembro de 2014. A Petrobras, que força da lei detém 100% dos projetos, declarou a comercialidade de nove campos a partir dos blocos cedidos. O contrato dá à Petrobras o direito de produzir até 5 bilhões de barris nessas áreas.
Os trabalhos exploratórios realizados pela Petrobras na região indicaram que existe bem mais petróleo na região. A ANP estima que se tenha até 17,2 bilhões de barris na área, além dos 5 bilhões contratados com a estatal. São esses bilhões de barris que estão agora em negociação na revisão do contrato da cessão onerosa para serem licitados no chamado leilão do excedente da cessão onerosa.
Também está em negociação uma indenização à Petrobras por conta do valor pago pela Petrobras pela cessão das áreas. A estatal desembolsou R$ 74,8 bilhões pelas áreas, mas o encontro de contas – levando em consideração o valor do barril do petróleo e o preço do dólar – vai gerar indenização à estatal.
O governo vai aproveitar o PL do deputado José Carlos Aleluia para fazer alterações na lei da cessão onerosa e conseguir fechar o caso. Uma das alterações que será proposta é a possibilidade de a Petrobras ser paga com parte dos barris excedente. A lei prevê atualmente que a estatal só pode ser paga em dinheiro ou títulos da dívida pública.
Não será surpresa se aparecer uma emenda para acabar com o polígono do pré-sal junto com o projeto do deputado baiano, que deve ter relatório apresentado até amanhã pelo deputado Fernando Coelho Filho (DEM/PE), ex-ministro de Minas e Energia. A expectativa do governo é que o projeto seja aprovado na Câmara na próxima quarta-feira.
E quais são os campos da cessão onerosa?
Búzios
Declarado comercial em dezembro de 2013, o campo de Búzios é a principal área da cessão onerosa e tem 3,058 bilhões de barris de petróleo recuperáveis, volume similar ao que foi descoberto pelo consórcio Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC no campo de Mero, primeira área de partilha da produção do país. O atual plano de negócios da Petrobras prevê cinco plataformas de produção em Búzios até 2021.
A primeira plataforma, o FPSO P-74, começou a produzir em abril. É o primeiro projeto da cessão onerosa a produzir petróleo. Ainda para 2018, a Petrobras prevê a entrada em operação dos FPSO P-75 e P-76. No próximo ano, o FPSO P-77, último da série própria da Petrobras, deve entrar em operação.
Além disso, a Petrobras está atualmente licitando o afretamento da quinta plataforma para o campo de Búzios, que terá capacidade para produzir 180 milhões de barris por dia e comprimir 6 milhões de m3/dia de gás natural. A empresa recebeu propostas da Modec, Exmar em Misc na licitação que prevê o afretamento da plataforma.
Sépia
Declarado comercial em setembro de 2014, o campo de Sépia começará a produzir em 2021 a partir do FPSO Carioca, contratado em outubro do ano passado pela Petrobras com a Modec. A unidade terá capacidade para produzir 180 mil barris por dia de petróleo e comprimir 6 milhões de m3 por dia de gás natural.
De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, o campo de Sépia possui 4,9 bilhões de barris in situ. A declaração de comercialidade da área foi feita junto com os campos de Sul de Sapinhoá e Itapu. O volume contratado na cessão onerosa para as três áreas é de 1,214 bilhões de barrisde óleo equivalente.
A Petrobras prevê um FPSO para produzir em Itapu a partir de 2022. A unidade, seguindo as estratégias utilizadas pela empresa atualmente, deve ser contratada na modalidade afretamento entre 2019 e 2020.
Sul de Lula
O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Sul de Lula, de 128 milhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (27º API). A produção do campo de Sul de Lula será feita pelo FPSO P-69, previsto para começar a produzir no próximo ano no campo no módulo Extremo Sul do campo de Lula. Sul de Lula foi declarado comercial também é dezembro de 2013.
Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu e Atapu
Em dezembro de 2014, a Petrobras declarou a comercialidade de cinco campos da cessão onerosa. Todas as áreas faziam parte do plano de avaliação do bloco de Entorno de Iara. A empresa perfurou três poços com o objetivo de descobrir, delimitar e caracterizar os reservatórios. Além disso, foram realizados três testes de formação e um TLD para avaliar a produtividade dos reservatórios. Foi identificada uma jazida com a perfuração do poço 1-BRSA-1146 RJS, cujo limite se estende para o campo de Lula, o maior produtor de petróleo do país atualmente.
Com a declaração de comercialidade dessas cinco áreas a Petrobras encerrou a fase exploratória do contrato da cessão onerosa e iniciou lá em 2014 as negociações para revisão do contrato da cessão onerosa.
