Por Paulo César Ribeiro Lima
Prezado Luis Nassif,
Envio-lhe dois textos abaixos relacionados com a capitalização da Petrobras: “Cessão onerosa: uma grande jogada da Petrobras” e “Será que estamos próximos de um crime contra o patrimônio público”.
Sou Consultor Legislativo da Câmara dos Deputados, ex-engenheiro da Petrobras, mestre pela Coppe e doutor pela Universidade de Cranfield.
Abraços,
Cessão onerosa: uma grande “jogada” da Petrobras
Há bilhões e bilhões de barris de petróleo em áreas não concedidas do Pré-Sal. O que vale dizer, em áreas da União, em áreas dos contribuintes, em áreas de toda a sociedade brasileira. No entanto, na última quarta-feira, dia 4 de setembro, a Petrobras divulgou, por meio de Fato Relevante, que seu Conselho de Administração aprovou a minuta do Contrato de Cessão Onerosa.
Essa minuta estabelece o direito de a Petrobras exercer atividades de pesquisa e lavra de petróleo e de gás natural em áreas não concedidas do Pré-Sal, limitado à produção de 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo nas áreas de TUPI SUL, FLORIM, TUPI NE, PEROBA, GUARÁ LESTE, FRANCO e entorno de IARA. Todas essas áreas da União serão “cedidas onerosamente” para a Petrobras.
No Fato Relevante divulgado pela Petrobras, consta que o volume da “cessão onerosa” de Franco é de 3.056 bilhões de barris equivalente de petróleo. Ressalte-se que a própria Diretora da ANP, Dra. Magda Chambriard, disse que a agência calcula que Franco tenha 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo (Valor Econômico do dia 3 de setembro: Estatal foi pessimista, afirma ANP). Segundo, o secretário de Petróleo e Gás Natural do Ministério de Minas e Energia, o prospecto de Franco tem volume potencial de 20 bilhões de barris (O Estado de São Paulo, 06/05/2010: Jazidas do poço Franco podem ir para partilha).
Admitindo-se um fator de recuperação de 25%, esse prospecto realmente pode produzir 5 bilhões de barris. Registre-se que esse era o fator de recuperação esperado na época da descoberta de Marlim. Na Rio Oil & Gas 2008, a Gerente-Executivo da Petrobras, Dra. Solange Guedes, apresentou um fator de recuperação de 56% para Marlim (Trabalho intitulado “70% Recovery Factor: Experiences in Brazil”). Com o desenvolvimento tecnológico, o mesmo pode acontecer com Franco. Nesse caso, apenas Franco poderia produzir mais de 10 bilhões de barris.
A Petrobras também deve ter sido “pessimista” com o volume de barris equivalentes de petróleo das áreas de TUPI SUL, FLORIM, TUPI NE, GUARÁ LESTE, FRANCO e entorno de IARA, que totalizaram 1,474 bilhão, segundo o Fato Relevante divulgado. O mesmo raciocínio de FRANCO pode ser aplicado a essas áreas. Dessa forma, essas áreas apresentariam um potencial de produção superior a 3 bilhões de barris.
Em TUPI, IARA e GUARÁ, simples acordos de unitização entre os concessionários e a União poderiam gerar enormes receitas líquidas para o estado brasileiro nos próximos anos, além da participação especial, cujo percentual de 50% seria destinado para o Estado do Rio de Janeiro e seus Municípios. É sempre bom lembrar que o petróleo produzido nas áreas “cedidas onerosamente” não vai gerar o pagamento de participação especial. Com a assinatura do Contrato de Cessão Onerosa, quem vai assinar o acordo de unitização com a Petrobras e suas parceiras é a própria Petrobras. Dá para acreditar que a União ceda esse direito para a Petrobras?
No caso de FLORIM e PEROBA, se a Petrobras “marcou” essas áreas, é porque a sísmica deve ter indicado altíssimo potencial. Pela dimensão do prospecto de PEROBA, ele pode ter potencial semelhante ao de FRANCO. No entanto, a área de PEROBA já está carimbada como “CEDIDA PARA A PETROBRAS”.
Na verdade, a Petrobras está “pegando” as melhores áreas da União, à exceção do prospeto de LIBRA. Nas áreas “cedidas onerosamente”, o volume físico de petróleo pode ser de mais de 50 bilhões de barris. O potencial de produção dessas áreas pode ser de mais de 10 bilhões de barris, admitindo-se um fator de recuperação de apenas 20%. Se o fator de recuperação atingir 40%, essas áreas produziriam 20 bilhões de barris.
Deverá, então, ser montada pela Petrobras uma grande estrutura de produção, com unidades flutuantes de produção (FPSO’s), poços, linhas submarinas etc, na região das melhores áreas do Pré-Sal “cedidas onerosamente” pela União, pois, produzindo nas áreas cedidas, a Petrobras sequer vai pagar participação especial. Daqui a 15 anos, quando a Petrobras tiver produzido os 5 bilhões de barris previstos no Contrato de Cessão Onerosa, deve surgir uma outra “jogada” da empresa para ela continuar produzindo o petróleo da nação a “preço de banana”.
Apenas os 5 bilhões previstos no Contrato de Cessão Onerosa poderiam gerar receitas líquidas para a nação de US$ 250 bilhões. Admitindo-se um período de produção de 15 anos, um valor de US$ 70 por barril e uma taxa de desconto de 5%, isso representa uma receita líquida descontada de US$ 160 bilhões, equivalente a US$ 32 por barril, valor muito maior que o valor médio de US$ 8,51 supostamente pago pela Petrobras.
Digo supostamente porque apenas a participação especial que Petrobras deixará de pagar, de cerca de US$ 10 dólares por barril, é maior que o “ônus” de US$ 8,51 por barril. Ou seja, não é uma “cessão onerosa”, é uma “cessão com bônus”. Sempre é bom lembrar que a Sinochem pagou US$ 15 por barril pelas reservas do campo de Peregrino. Campo esse que foi descoberto e rejeitado pela Petrobras.
O campo de Roncardor, localizado na bacia de Campos, paga 31,5% da receita líquida a título de participação especial. Nos campos gigantes do Pré-Sal, o percentual deve ser maior. Caso o percentual de Roncador fosse aplicado à receita líquida potencial dos 5 bilhões “cedidos onerosamente”, seriam destinados US$ 50,4 bilhões ao Fundo Social e ao Rio de Janeiro (Estado e Municípios). Somente ao Fundo Social seriam destinados US$ 25,2 bilhões.
A Petrobras e as suas parceiras são as grandes beneficiadas por encontrar petróleo em áreas concedidas. No entanto, essas áreas foram obtidas, licitamente, por meio de leilões públicos. Registre-se, contudo, que, caso a Petrobras e suas parceira exportem o petróleo do Pré-Sal ou seus derivados, o estado vai ficar com uma parcela muitíssimo baixa da renda petrolífera.
No caso das áreas “cedidas onerosamente”, como não há pagamento de participação especial, a parcela do estado vai ser menor ainda. Só vão sobrar royalties, IRPJ e CSLL. A renda do estado brasileira vai ser a menor do mundo. Em geral, os estados exportadores ficam com cerca de 80% (ou mais) da receita operacional líquida. Esse é o percentual da receita líquida que deveria ser obtido das áreas cedidas, cujo destino deveria ser o Fundo Social.
Na verdade, as áreas não concedidas eram a grande oportunidade de todo o País se beneficiar com o Pré-Sal. No entanto, como as melhores áreas da União serão “cedidas onerosamente” para a Petrobras, essa grande oportunidade será perdida. Ou vocês acreditam em “fundo social” com dividendos da Petrobras?
A nação está ficando sem suas melhores áreas. Sequer o prospecto de LIBRA será, decentemente, produzido, pois será extraído petróleo no Pré-Sal, em grande quantidade, onde a renda for para a Petrobras e não onde a renda for para o estado brasileiro ou para o Fundo Social. Com o Contrato de Cessão Onerosa, a Petrobras fica mais rica e a nação mais pobre. Vão sobrar apenas migalhas para os miseráveis deste País.
Para mim, o sonho do Pré-Sal está acabando. Esse Contrato de Cessão Onerosa é uma grande “jogada” da Petrobras. Creio que o Presidente da República não tem consciência disso, pois, se tivesse, esse Contrato jamais seria assinado.
Será que estamos próximos de um crime contra o patrimônio público?
A Lei nº 12.276, de 30 de junho de 2010, autoriza a União a ceder onerosamente à Petrobras reservas de até cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo em áreas não concedidas localizadas na província petrolífera do Pré-Sal. Essa Lei, em si, não representa nenhum crime contra o patrimônio público. Registre-se, contudo, que, quando da produção desses cinco bilhões de barris pela Petrobras, serão devidos royalties, nos termos do art. 47 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, mas não será devida participação especial.
A Petrobras, por iniciativa própria, já contratou a empresa certificadora De Golyer & Mac Naughton para valorar e quantificar os volumes a serem cedidos pela União. A empresa também já contratou o Banco do Brasil como operador de varejo para a capitalização da Companhia. Destaque-se que, em razão das especificidades do Pré-Sal brasileiro, apenas a Petrobras e as outras empresas petrolíferas que atuam na plataforma continental brasileira, em geral parceiras da Petrobras, têm reais condições de estabelecer um valor para os ativos dessa província.
No dia 22 de junho de 2010, a AGE dos acionistas da Petrobras aprovou alteração no Estatuto Social da Companhia com o objetivo de limitar o valor total e a quantidade máxima de ações a serem emitidas no processo de sua capitalização. O limite para o aumento de capital definido por essa AGE foi de R$ 150 bilhões. Dessa forma, a Petrobras estabeleceu, indiretamente, um valor máximo de R$ 48,15 bilhões para as reservas de cinco bilhões a serem cedidas pela União.
Esse valor corresponde ao percentual de participação da União no Capital Social da Petrobras (32,1%) aplicado sobre R$ 150 bilhões. Isso porque espera-se que seja concedido o direito de preferência aos acionistas não controladores, conforme estabelece o art. 171, § 1º, “a”, da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976. Sendo assim, o valor da cessão onerosa será de, no máximo, R$ 9,63 por barril, o que corresponde a US$ 5,4 por barril, admitindo-se uma taxa de câmbio de R$ 1,78/US$.
O mercado vinha trabalhando com um cenário de capitalização da Petrobras no qual os investidores não controladores colocariam entre US$ 20 bilhões e US$ 25 bilhões no “caixa” da Companhia. A parcela restante, que segundo as estimativas deve variar entre US$ 25 bilhões e US$ 35 bilhões, seria alocada pela União na forma de títulos da dívida pública mobiliária federal. Esses títulos voltariam em seguida para a União, como pagamento pela cessão onerosa dos cinco bilhões de barris. Esse cálculo leva em conta um valor de US$ 5 a US$ 7 por barril. Essa é a faixa de valor que aparece com mais frequência nos relatórios dos analistas de mercado. Observa-se, então, que o valor máximo de US$ 5,4, inferido a partir da AGE dos acionistas da Petrobras, está dentro da faixa prevista pelo mercado.
Nos termos da Lei nº 12.276/2010, cabe à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP obter o laudo técnico de avaliação das áreas que subsidiará a União nas negociações da cessão das reservas para a Petrobras. A ANP, no dia 25 de junho de 2010, assinou contrato com Gaffney Cline Associates (GCA), sem licitação, para certificação e valoração das reservas. Embora a Petrobras soubesse da exigência do laudo da ANP, a companhia insistia que poderia promover a oferta de ações usando um laudo preparado pela DeGolyer & MacNaughton.
A ANP informou à Petrobras que o laudo que subsidiará a União na negociação referente ao valor contratual da cessão onerosa à Petrobras tem previsão de entrega no decorrer de agosto de 2010. A Lei nº 12.276/2010 dispõe que o contrato que formalizará a cessão estabelecerá o valor e as condições do pagamento e será submetido à prévia apreciação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).
Segundo a Petrobras, a capitalização é urgente porque a alavancagem líquida da Companhia, de cerca de 32%, já está próxima do patamar máximo de 35% estabelecido pelo Conselho de Administração. Verifica-se, então, que a Petrobras não deveria ter esperado tanto tempo para iniciar seu processo de capitalização, pois, desde 2005, as descobertas no Pré-Sal, e também no Pós-Sal, têm sido muita significativas. Já, há muito tempo, a Companhia deveria estar em processo de valoração e certificação dos seus próprios direitos de pesquisa e lavra, legitimamente obtidos a partir de leilões públicos de blocos exploratórios, com vistas ao aumento do seu patrimônio líquido. No entanto, a Petrobras demonstrou interesse em valorar apenas as reservas da União.
No ano passado, a União perdeu uma grande oportunidade para capitalizar a Petrobras. No dia 29 de julho de 2009, foi assinado contrato de financiamento no valor de R$ 25 bilhões para apoio ao programa de investimentos da Petrobras. Esta foi a maior operação de financiamento já contratada pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, que captou, junto ao Tesouro Nacional, R$ 25 bilhões em títulos públicos, que foram repassados à Petrobras para a realização dos investimentos. Seria muito mais racional que esses títulos tivessem sido utilizados para subscrição de ações da Petrobras pela União, de modo a promover a capitalização da empresa. Essa subscrição reduziria a “pressão” no grau de alavancagem da Companhia e atrairia, ainda, capital dos acionistas não controladores.
Também é importante ressaltar que no dia 31 de agosto de 2009, quando o PL 5.941/2009 de iniciativa do Poder Executivo, que deu origem à Lei nº 12.276/2010, foi encaminhado ao Congresso Nacional, os direitos de pesquisa e lavra da Petrobras eram muito mais conhecidos nas áreas da própria Companhia do que os direitos de pesquisa e lavra em áreas não concedidas da União. Nessa data, não havia sido perfurado nenhum poço em área do Pré-Sal não concedida na bacia de Santos. Registre-se, ainda, a já mencionada opção de os direitos da própria Petrobras terem sido contabilizados no ativo da Companhia, de modo a reduzir sua alavancagem líquida.
Tendo em vista a necessidade criada pela Petrobras de a União ceder reservas para ela, em dezembro de 2009, foi iniciada a perfuração do poço 2-ANP-1-RJS, localizado no prospecto de Franco. Esse foi o primeiro poço perfurado em área não concedida tendo como objetivo a descoberta de reservatórios do Pré-Sal. Segundo, o secretário de Petróleo e Gás Natural do Ministério de Minas e Energia, Franco tem volume potencial de 20 bilhões de barris. Segundo o secretário, esse é o melhor poço do Brasil. O poço 2-ANP-1-RJS está localizado em lâmina d’água de 2.189 m, a uma distância da costa de apenas 195 km. A espessura do ótimo reservatório de Franco é de 272 m e o óleo é de boa qualidade com 30º API. Segundo a ANP, a estimativa de óleo recuperável de Franco é de 4,5 bilhões de barris. Em maio de 2010, foi iniciada a perfuração de um segundo poço na bacia de Santo: 2-ANP-2-RJS, localizado no prospecto de Libra. O Diretor Geral da ANP informou que o segundo poço “é muito melhor do que o primeiro”.
As Autorizações da ANP para perfuração dos poços 2-ANP-1-RJS e 2-ANP-2-RJS tiveram como base legal o art. 10 da Portaria ANP nº 188, de 18 de dezembro de 1998, referente a aquisições de dados. Ressalte-se, no entanto, que essa Portaria dispõe que aquisições de dados poderão ser feitas apenas por Empresas de Aquisição de Dados – EADs ou as Concessionárias. Como nesse caso a Petrobras não é concessionária, pois os poços foram perfurados em áreas não concedidas, a Companhia foi enquadrada como EAD.
A Portaria ANP nº 188/1998 define as EADs como empresas especializadas em aquisição, processamento, interpretação e venda de dados exclusivos e não exclusivos, que se refiram, exclusivamente, à atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural. Por certo, a Petrobras não poderia ser enquadrada como EAD nem como Concessionária. Dessa forma, a perfuração dos poços 2-ANP-1-RJS e 2-ANP-2-RJS carece de base legal.
Como será demonstrado a seguir, se a União “vender” para a Petrobras reservas de Franco ou Libra por US$ 5 a US$ 7 por barril, a perda de patrimônio público pode ser muito grande, pois 60% do Capital Social da Companhia é privado. Importa registrar que os estrangeiros detêm 40% do Capital Social da Petrobras.
A receita líquida da Petrobras com a produção dos cinco bilhões de barris em Franco ou Libra pode alcançar US$ 245 bilhões. Para se calcular o valor descontado dessa receita líquida, deve-se considerar um preço médio do petróleo nos próximos anos, uma curva de produção, um custo de produção, uma alíquota de royalties e uma taxa de desconto.
É razoável admitir-se um valor médio de US$ 70 por barril de petróleo, uma curva de produção ao longo de 15 anos, um custo de produção de US$ 13,5 por barril, uma alíquota de royalties de 10% (participação especial não será paga) e uma taxa de desconto de 5% ao ano.
Segundo a Petrobras, o custo de extração de Tupi deve ser próximo do custo médio de extração do Brasil, que, nos últimos dois anos foi de US$ 9,01 por barril. Não há razão para se imaginar que os custos de extração de Franco ou Libra sejam mais altos que os de Tupi, muito pelo contrário. Se somarmos a esse custo de extração outros custos como depreciação, depleção, abandono etc, é razoável estimar um custo de produção, sem participação governamental, de US$ 13,5 por barril.
A taxa média de juros paga pelos títulos do governo americano de 30 anos, no período de 2006 a 2009, foi de 4.53% ao ano. Assim, o custo de oportunidade da União não deve ser superior a 5% ao ano.
A partir dessas hipóteses, obtém-se um valor presente líquido da receita líquida da Petrobras de US$ 160 bilhões, o que representa um valor presente líquido de cerca de US$ 32 por barril. Esse valor é muito mais alto que US$ 5 e US$ 7 por barril, que são os valores que aparecem com maior frequência no relatório dos analistas de mercado, e muito mais alto que o valor de US$ 5,4 por barril inferido a partir do limite de oferta de ações da Petrobras.
Importa registrar que uma receita líquida de US$ 160 bilhões geraria, no regime de concessão, uma participação especial de cerca de US$ 50 bilhões, caso fosse aplicada uma alíquota efetiva de 31,5%, como a do campo de Roncador. O valor presente da participação especial corresponde a US$ 10 por barril. Assim, apenas a participação especial que a Petrobras deixará de pagar é maior que as estimativas de mercado de US$ 5 e US$ 7 por barril. Dessa forma, a cessão para a Petrobras em vez de ser com “ônus” pode ser com “bônus” para a Companhia. Como metade da participação especial é distribuída para Estados e Municípios, esses entes federativos poderão perder US$ 25 bilhões com o contrato de “cessão onerosa” autorizado pela Lei nº 12.276/2010.
Para efeitos de comparação com valores de vendas de direitos de pesquisa e lavra no Brasil, a Sinochem comprou da Statoil uma participação de 40% no campo de Peregrino por US$ 3,07 bilhões. Esse valor poderia ser bem maior, caso a Sinochem não tivesse que pagar participação especial e se a Sinochem fosse operadora. O volume de petróleo recuperável de Peregrino é estimado em 500 milhões de barris. A Sinochem comprou, então, um direito correspondente a 200 milhões de barris (40% de 500 milhões). A Sinochem se dispôs a pagar US$ 15 por barril com participação especial e sem ser operadora. Sem participação especial e sendo operadora, é razoável prever uma oferta de, no mínimo, US$ 20 por barril. Destaque-se que o óleo de Peregrino é de baixíssima qualidade: cerca de 14º.
Importa registrar que o campo de Peregrino foi descoberto pela Petrobras no ano de 1994, a partir da perfuração do poço 1-RJS-498. O bloco exploratório onde estava localizado esse poço, BM-C-7, foi incluído na Segunda Rodada de Licitações e a Petrobras sequer apresentou oferta para esse bloco. Será, então, que o óleo de Peregrino vale mais que o óleo de Franco ou Libra, que são as melhores áreas do Pré-Sal na bacia de Santos?
Com relação aos poços 2-ANP-1-RJS e 2-ANP-2-RJS, segundo o Diretor Geral da ANP, “Se fôssemos realizar licitação naquela área, o bônus de assinatura (quanto o operador efetivamente paga pela área a ser explorada) daquela região pularia para dezenas de bilhões de dólares”. Se a área de Franco ou Libra fosse licitada, apenas o bônus de assinatura poderia ser maior que o ônus da Petrobras pela cessão das reservas da União. Esse bônus de assinatura poderia ser usado pela União para subscrição das ações da Petrobras, sem a menor necessidade de se fazer a “cessão onerosa” de reservas extraordinárias de cinco bilhões de barris. Se 70% da receita líquida descontada de US$ 160 bilhões fosse destinado ao Estado, a partir de um contrato de partilha de produção previsto no Projeto de Lei 5.940/2009, as receitas para os cofres públicos, sem computar o bônus de assinatura, seriam de US$ 112 bilhões.
Os prospectos de Franco e Libra são importantes bens públicos e não devem ser cedidos pela União por apenas cerca de US$ 5 a US$ 7 por barril. Apenas a Petrobras, pela sua atuação no Pré-Sal ao longo de muitos anos, e outras empresas petrolíferas, em geral parceiras da Petrobras, detém o conhecimento acerca do real valor desses prospectos. No momento, em razão das especificidades do Pré-Sal brasileiro, as empresas De Golyer & Mac Naughton e GCA não têm no momento, condições de estabelecer um justo valor para a cessão autorizada pela Lei nº 12.276/2010.
Esses prospectos não deveriam ser utilizados em um modelo de capitalização da Petrobras que se baseia, indevidamente, em uma cessão de reservas que, ao que tudo indica, promoverá uma grande transferência de patrimônio público para o privado.
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