Último Leilão Convencional de Petróleo

André Ramalho (Valor, 16/12/21) anunciou:

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) realiza, amanhã, a licitação dos volumes excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu, no pré-sal da Bacia de Santos. Ao todo, onze empresas estão aptas a participar da rodada, que envolve um potencial de arrecadação de R$ 11,1 bilhões, em bônus de assinatura, e deve marcar o fim do ciclo de grandes leilões de petróleo do país.

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deu um primeiro passo na direção do fim dos leilões convencionais, ao anunciar a inclusão de onze blocos exploratórios localizados no pré-sal na “oferta permanente” – mecanismo de licitação sob demanda no qual a ANP oferece ao mercado um cardápio de ativos que ficam permanentemente disponíveis para que as petroleiras manifestem interesse a qualquer momento. Seis desses ativos seriam ofertados nas 7a e 8a rodadas de partilha, nos próximos anos, e cinco são blocos que foram oferecidos sem sucesso em licitações passadas.

O CNPE também autorizou a inclusão, na oferta permanente, de ativos que seriam ofertados na 18a Rodada de concessões, em 2022, num sinal de que o formato dos leilões convencionais deve ser substituído pelo modelo sob demanda como principal meio para licitação de áreas de óleo e gás no Brasil. A decisão do Conselho ocorre depois do baixo interesse registrado na 17a Rodada, neste ano. Ao atrair apenas duas empresas e negociar cinco dos 92 ativos à venda, a licitação se tornou o leilão sob regime de concessões mais fraco da história do país, em número de participantes e áreas arrematadas.

A expectativa para o leilão dos excedentes da cessão onerosa de Sépia e Atapu, contudo, são mais favoráveis. Os excedentes são os volumes descobertos de óleo. Eles ultrapassam os 5 bilhões de barris que a Petrobras tem direito de produzir no pré-sal, como parte do contrato da cessão onerosa, assinado em 2010, dentro da operação que culminou no aumento da fatia da União no capital da estatal.

Os volumes de Sépia e Atapu foram ofertados, pela primeira vez, em 2019, mas não despertaram, na ocasião, o interesse das petroleiras – que viram muitos riscos nas regras da rodada, sendo o principal deles a necessidade de negociar com a Petrobras, depois da assinatura dos contratos, o valor da compensação pelos investimentos feitos nos ativos. Desde então, o governo reviu algumas regras.

A principal novidade é que, depois de negociações entre a Petrobras e a Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), o valor da compensação financeira a ser paga à petroleira brasileira foi calculado previamente ao leilão. Os bônus de assinatura também foram reduzidos em 70%, em relação aos termos de 2019.

A expectativa, conta o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires, é que tanto os volumes de Sépia quanto Atapu sejam licitados com sucesso, por se tratarem de ativos já em fase de produção, com reservas provadas. “São campos sem risco exploratório. Acredito que haverá concorrência por eles”, disse.

A oferta permanente prevalecerá como principal formato de contratação de áreas de óleo e gás no Brasil daqui para frente. Com o leilão , todos os grandes ativos do pré-sal já teriam sido contratados.

Restam apenas blocos exploratórios pouco atrativos ao ponto de viabilizarem grandes leilões. As concessões na Margem Equatorial têm grande potencial e são uma exceção, mas que as dificuldades de licenciamento ambiental na região inibem investidores.

Sépia e Atapu seriam arrematados. Não esperava, contudo, grandes concorrências e ágios pelas áreas.

As mudanças no bônus e no óleo lucro da União da rodada, em relação a 2019, mais que dobrou a expectativa de taxa de retorno dos projetos, para cerca de 13%, num cenário de preços do petróleo a US$ 50 o barril. São áreas superatrativas? Não. São atrativas, mas não se esperava haver grande disputa. Se subir muito o ágio do óleo lucro da União, erode a rentabilidade.

O fato de a Petrobras ter manifestado a intenção de adquirir ambos os ativos, como operadora, contribui para limitar o número de consórcios.

Estão aptos a participar da rodada as brasileiras Petrobras e Enauta; além das petroleiras estrangeiras Chevron (EUA), Ecopetrol (Colômbia), Equinor (Noruega), ExxonMobil (EUA), Petrogal (Portugal/China), Petronas (Malásia), Qatar Petroleum (Catar), Shell (Reino Unido) e TotalEnergies (França).

Dentre elas, duas podem estrear como produtoras de petróleo no Brasil: ExxonMobil e a Ecopetrol atuam no mercado brasileiro, mas apenas em ativos exploratórios ou em fase de desenvolvimento da produção. Além delas, a Chevron – que está se desfazendo de todos os ativos operacionais no Brasil para focar no pré-sal – também pode garantir, no leilão, uma nova fonte de geração de caixa no país.

Segundo Assis, Shell, TotalEnergies e Petrogal – sócias da estatal brasileira na jazida compartilhada de Atapu, que se conecta à concessão BM-S-11A (Oeste de Atapu) – são candidatas naturais ao leilão.

Os ativos em licitação têm custos bilionários. Os vencedores terão que desembolsar um total de R$ 11,1 bilhões (US$ 2 bilhões) em bônus de assinatura, mais US$ 6,45 bilhões em compensações financeiras à Petrobras pelos investimentos realizados nos campos.

A rodada ocorre em meio à tramitação, no Congresso, de uma proposta de taxação das exportação de petróleo, a fim de financiar um fundo de estabilização para os preços dos combustíveis no país. O Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) alerta que o imposto pode reduzir a atratividade dos novos leilões, sobretudo em um cenário de transição energética.

A tramitação do projeto, que ainda não foi a Plenário do Senado, trata-se de um ruído, mas que a insegurança tributária é uma “constante no Brasil” e já está precificada pelos potenciais ofertantes.

A Petrobras vai se manter como única fornecedora de gás natural para as distribuidoras do Centro-Sul. Apenas a estatal conseguiu apresentar condições de suprimento viáveis, na reta final da chamada pública conjunta aberta pelas distribuidoras MSGás (MS), Gas Brasiliano (SP), Compagas (PR), SCGás (SC) e Sulgás (RS), para contratação de gás para a partir de janeiro de 2022. A concorrência, ao fim, frustrou as expectativas das empresas de conseguir diversificar os supridores e reduzir preços.

Os novos contratos com a Petrobras estão em fase final de negociação. Os acordos terão prazo de quatro anos de duração e preveem, no primeiro ano de vigência, um reajuste de 44% em relação ao preço atual. O volume a ser contratado supera os 3 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia) em 2022. Juntas, as cinco distribuidoras que integram a chamada pública respondem por 15% do mercado de distribuição de gás no país.

Os contratos com a Petrobras, no entanto, estão sendo negociados para que existam janelas de oportunidades para contratações futuras advindas de outros supridores, no horizonte dos quatro anos. MSGás, GasBrasiliano, Compagas, SCGás e Sulgás têm a intenção de manter a chamada pública em aberto.

O resultado da chamada pública das concessionárias contrasta com o das distribuidoras do Nordeste, como a Copergás (PE), Potigás (RN) e PBGás (PB), que conseguiram assinar acordos de compra de gás com novos fornecedores – caso da Shell e PetroReconcavo.

Ao todo, 13 empresas participaram da chamada das empresas do Centro-Sul: os produtores Shell e Petrobras, os comercializadores GasBridge, Trafigura, EBrasil, Compass, New Fortress e Nimofast, dois produtores de biometano, CRVR e Cocal, e a Tradener, produtora de gás em terra (onshore).

Em nota conjunta, as distribuidoras do Centro-Sul destacaram que, ao longo das negociações com os participantes do processo, ainda restavam pendentes uma série de entraves que dificultaram a efetiva abertura do mercado nacional de gás. Segundo as empresas, dentre as barreiras estão a indefinição sobre a integração das malhas de gasodutos e sobre as tarifas de transporte nesses casos; e a falta de capacidade física de entrega de gás no trecho sul do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).

O diretor-presidente da Compagas, Rafael Lamastra Junior, afirmou, na nota, que a contratação da Petrobras por todas as distribuidoras participantes da chamada pública reflete a necessidade de maior desenvolvimento regulatório do setor, “a partir da elaboração e amadurecimento de regramentos e mecanismos de mitigação de riscos, em especial para as atividades de escoamento, processamento e transporte de gás”.

As empresas também contestam os preços cobrados pela Petrobras. A Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) entrou com uma representação no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), em novembro, denunciando as práticas anticompetitivas da estatal e tenta rever o aumento dos preços. A associação defende, junto ao órgão antitruste, que as condições contratuais vigentes até 31 de dezembro sejam mantidas para 2022 e que o Cade examine todas as questões de mercado e ações anticompetitivas da Petrobras, o mais rápido possível, ainda que retroativamente.

Em nota oficial, a Abegás confirmou, ontem, que as negociações com a Petrobras estão encerradas e que a partir de janeiro entra em vigor o reajuste de cerca de 50%, na média, para o gás natural, nos novos contratos de suprimento da estatal com as concessionárias.

A entidade afirma que, sem opções, as distribuidoras “serão obrigadas a firmar contratos nessas bases, impedindo que os consumidores tenham seu abastecimento prejudicado”. Num primeiro momento, a Petrobras chegou a propor dobrar os preços, nos contratos mais longos, mas, após negociações com a Abegás, reduziu o aumento na molécula de gás para 50% para o primeiro ano dos contratos de longo prazo. Com o reajuste, as distribuidoras pagarão US$ 12 por milhão de BTU (unidade térmica britânica).

A Petrobras alega que o aumento dos preços reflete a inflação global do gás natural liquefeito (GNL) – que têm sido bastante pressionados pela crise energética da China e Europa. A estatal também argumenta que, em função da venda de campos produtores e do arrendamento do terminal de GNL da Bahia, a empresa tem hoje uma capacidade mais limitada de suprimento e depende mais do gás importado para suprir o mercado.

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