A indicação de que o campo de Franco - usado na capitalização da Petrobras em 2010 - pode ser maior que o megacampo de Libra pode trazer algumas dificuldades à já longa e difícil agenda que envolve a Petrobras e o governo em torno da renegociação dos contratos da cessão onerosa que resultou na bilionária capitalização da estatal. Nesse embate, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) participa oferecendo subsídios à União. A cessão onerosa é um regime especial pelo qual a Petrobras ganhou o direito de produzir 5 bilhões de barris recuperáveis de óleo e gás em 2010.

Ontem, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, disse que tudo sugere que Franco - o maior campo da cessão onerosa - possui volume de óleo igual ou superior ao do recém-licitado Libra. Isso significa no mínimo 8 bilhões de barris equivalentes de petróleo, quando na negociação de 2010 foram atribuídas a ele reservas de 3,056 bilhões de barris recuperáveis de óleo e gás. (ver reportagem abaixo)

A agenda entre a ANP e a estatal, contudo, vai além de Franco e precisa ser negociada em conjunto. Fazem parte dela o ressarcimento à Petrobras pela perfuração dos poços descobridores dos campos de Franco e Libra e o acordo para individualização da produção no campo de Lula com a área chamada Sul de Tupi, uma das que ficou com a estatal na cessão onerosa e a primeira onde será necessário acordo.

Para cumprir formalidades, a estatal comunicou aos ministérios da Fazenda e de Minas e Energia que está pronta para discutir as datas das declarações de comercialidade dos campos, cujo início da produção formal é prevista para começar entre 2016 e 2019. Como a Petrobras já informou que vai declarar a de Franco em dezembro - portanto nove meses antes do prazo do contrato - isso indica que a companhia já tem estimativas técnicas e quer ter mais precisas sobre o volume de óleo nesse gigante.

No mês passado, a presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que enviou carta para o governo no dia 10 de outubro solicitando o início das reuniões "sobre a declaração de comercialidade e para rever contratos, se for o caso", fazendo menção ao "presente da cessão onerosa e sobre o futuro". Na negociação de 2010 foram pagos US$ 42,5 bilhões pelos 5 bilhões de barris

Para produzir esse petróleo e gás a Petrobras ganhou, além de Franco, o direito de explorar os reservatórios chamados Entorno de Iara, Nordeste de Tupi, Sul de Tupi, Sul de Guará, Florim e Peroba. Esse último é um "back-up" para o caso de não serem encontrados volumes suficientes nos demais.

Como tudo indica a existência de bilhões de barris adicionais em Franco, isso gera uma dúvida relacionada ao destino do petróleo nos demais reservatórios. O contrato não prevê produzir todo o petróleo de um só campo e, portanto, não existe a opção de produzir apenas em Franco se os demais tiverem óleo em quantidade e economicidade.

Na negociações de 2010 oram estimadas as reservas recuperáveis de cada reservatório e na revisão, que acontecerá em 2014, tudo será rediscutido, inclusive os valores atribuídos aos barris de petróleo encontrados em cada um dos campos cedidos, tomando-se como base uma nova avaliação das reservas e até a produtividade de cada poço, que vai ditar a economicidade dos projetos. A Gaffney, Cline & Associates, que fez a certificação das áreas em 2010, ganhou nova licitação da ANP e vai refazer as estimativas de reservas nos seis campos.

Caso seja provado que a Petrobras pagou "barato" pelas áreas - o preço médio foi de US$ 8,51 por barril - a estatal terá que embolsar a União pela diferença, e vice-versa no caso de os custos serem mais elevados. Outra opção, no caso de a estatal não ter recursos para pagar o novo preço, é produzir um volume menor do que os 5 bilhões de barris.

A solução não será simples e a negociação pode trazer tensão para minoritários da estatal. Alguns já temem que a incorporação de mais barris possa resultar em uma segunda capitalização da companhia. Contudo, isso dependeria da aprovação de nova lei em ano eleitoral, o que é altamente improvável.

Florival Carvalho, diretor da ANP, diz que o governo vai ajudar a agência na arbitragem desse processo. "Não é uma arbitragem formal, claro. O governo, como detentor das concessões, está interessado em saber se vai receber a mais ou a menos. E o papel da ANP é em consonância com isso. Mas o governo também é acionista da Petrobras, com quase 50%, e vai fazer também os seus cálculos para ver onde ele vai ter mais interesse", disse o diretor ao Valor PRO, o serviço de informação em tempo real do Valor.

Carvalho cita como exemplo a possibilidade de aumentar o preço do óleo adquirido pela Petrobras, mas complementa dizendo que serão levadas em conta outras questões. "Essa é uma decisão política do governo, melhor dizendo, é uma decisão técnica, econômica e política que o governo vai tomar nesse aspecto", acrescenta.

Em outro front, a Petrobras também negocia com a ANP o ressarcimento pela perfuração dos poços descobridores de Libra e Franco. Na única menção a valores, Graça Foster disse, em agosto, em depoimento na Câmara dos Deputados, que a perfuração de Libra custou R$ 237,6 milhões e que os custos de Franco serão considerados na revisão dos valores da cessão onerosa.

A ANP ainda não sabe como vai pagar pela perfuração de Libra, leiloado no mês passado no regime de partilha de produção. "O governo pode emitir um bônus para pagar isso, ou podemos fazer uma autorização, não sei. Temos que pagar. É uma coisa a se estudar entre ANP, Petrobras e governo para se chegar a uma fórmula. A lei não permite deduzir do royalty e nem da participação especial, e também não se pode compensar de multas", explicou Carvalho.

O diretor da agência reguladora do setor de petróleo diz que ainda não é possível prever o desfecho da renegociação entre Petrobras e a União sobre a cessão onerosa. "Se você me perguntar o que vai acontecer, eu não sei. Mas meu sentimento é que essas áreas têm muito mais que 5 bilhões de barris. Quanto é que vamos chegar a uma solução disso? Até setembro de 2014", diz.

A ANP está exigindo da Petrobras aumento dos investimentos para elevar a produção de petróleo na Bacia de Campos. Já foram concluídos os novos planos de desenvolvimento (PD) de Roncador e Marlim Sul, sendo que no último a estatal terá que perfurar mais 11 poços em três anos. Também estão em revisão os planos para Marlim, Albacora, Albacora Leste, Jubarte e Barracuda-Caratinga.

Fonte: Valor Econômico/Cláudia Schüffner | Do Rio/Colaborou Elisa Soares, do Rio)

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