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O Presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobrás (AEPET), Felipe Coutinho, reforça que a Câmara dos Deputados aprovou na noite da quarta-feira (13), por 28/1 votos a 109, o regime de urgência para Projeto de Lei que permite à Petrobrás vender até 70% dos campos do pré-sal concedidos a ela por meio do regime de Cessão Onerosa. O texto autoriza a empresa a vender até 70% da sua participação nos campos, que hoje não é permitido.
A entidade destaca que "a Lei da Partilha (Lei Nº 12.351/2010) também previa em 2014 a possibilidade de contratação direta da Petrobrás nos casos de interesse estratégico nacional. Utilizando-se deste recurso, na 28a Reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidida pela ex-presidente Dilma Roussef em 24 de junho de 2014, aprovou-se a contratação direta da Petrobrás para a produção em regime de partilha do volume de petróleo equivalente recuperável, excedente ao volume contratado sob o regime de Cessão Onerosa".
"As multinacionais pretendem que o governo Temer anule a decisão do CNPE pela contratação direta da Petrobrás para operação e produção do excedente da Cessão Onerosa pelo regime de partilha. Cobiçam se apropriar desse petróleo, sem riscos, por meio dos leilões de privatização", diz a AEPET.
Perguntado se o projeto vai acelerar as negociações entre União e a Petrobrás em torno da revisão do contrato de Cessão Onerosa, o presidente Petrobrás, Ivan Monteiro,Monteiro respondeu: - Nossa perspectiva é que a gente tenha uma evolução positiva nas discussões com o governo federal (...). Vai ajudar bastante sim, porque vai criar um ambiente mais estável, e é isso que o investidor estrangeiro quer, e o brasileiro também.
Privatização do petróleo da Cessão Onerosa
A Cessão Onerosa é um contrato celebrado entre a Petrobrás e a União, conforme estabelecido na Lei Nº 12.276/2010, através do qual a empresa adquiriu o direito de produzir um volume total de 5 bilhões de barris de petróleo equivalente a partir de seis áreas onde a estatal já havia conduzido estudos exploratórios.
Florim (Itapu*), Franco (Búzios*), Sul de Guará (Sul de Sapinhoá*), Entorno de Iara (Norte e Sul de Berbigão-Norte e Sul de Sururu-Atapu*), Sul de Lula (Sul de Tupi*), e Nordeste de Tupi (Sépia*). Dentre estes, destaca-se o campo de Búzios, maior super gigante do Pré-Sal, contendo um volume de óleo in place (VOIP) de 29,8 bilhões de barris e um volume de gás associado de 641,1 bilhões de m3 (Ref.: BAR 2015 in Sumário Exploratório ANP de Búzios).
Por este direito, a Petrobrás pagou à União o montante total de R$ 75 bilhões (US$ 42 bilhões). Através da Cessão Onerosa, a União aumentou sua participação acionária na estatal. (Laier & Marinho, 2017)
O deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA) apresentou o Projeto de Lei 8939/2017 que autoriza a Petrobrás a vender até 70% dos 5 bilhões de barris de petróleo adquiridos no regime de Cessão Onerosa em 2010. (Aleluia, 2017)
A imprensa repercute que o presidente da Câmara dos Deputados, Rodrigo Maia (DEM-RJ), pretende dar prioridade para o projeto do deputado José Carlos Aleluia. (Jornal Valor, 2017)
A Lei da Partilha (Lei Nº 12.351/2010) também previa em 2014 a possibilidade de contratação direta da Petrobrás nos casos de interesse estratégico nacional. Utilizando-se deste recurso, na 28a Reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidida pela ex-presidente Dilma Roussef em 24 de junho de 2014, aprovou-se a contratação direta da Petrobrás para a produção em regime de partilha do volume de petróleo equivalente recuperável, excedente ao volume contratado sob o regime de Cessão Onerosa.
O caráter estratégico da contratação da Petrobrás para a produção do excedente da Cessão Onerosa (9,8 a 15,2 bilhões de barris) em regime de partilha com a União foi comentado pela então presidente da estatal, Maria das Graças Silva Foster em apresentação para analistas divulgada em 27 de junho de 2014. Ela destacou a importância da produção do excedente para a Petrobrás para: repor a produção acumulada de seis anos no período de 2020-2030 (reposição de 1,6 a 1,8 bilhão de boe/ano); assegurar de forma antecipada um volume potencial com baixo risco exploratório; permitir maior seletividade nas futuras licitações de áreas exploratórias; economizar em custos de descoberta (deixar de gastar para descobrir e delimitar volumes equivalentes). (Laier & Marinho, 2017).
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