A conselho de administração da Petrobras (SA:PETR4) aprovou nesta sexta-feira, 9, a assinatura de acordo com a União, que estabelece as participações em cada contrato e o valor de compensação no caso de licitação dos volumes excedentes da Cessão Onerosa nos campos de Sépia e Atapu.
Em fato relevante divulgado há pouco pela estatal, as duas parte chegaram ao acordo após discussões técnicas. Para a área de Atapu, a participação da estatal na cessão onerosa fica em 39,5% e em Sépia de 31,3%. Já a participação do novo contratante na partilha de produção das duas áreas ficou em 60,5% e 68,7%, respectivamente, e as compensações líquidas firmes somaram US$ 3,253 bilhões (Atapu) e US$ 3,2 bilhões (Sépia).
O contrato de cessão onerosa, celebrado em 2010 entre a petrolífera e a União, incluiu o exercício de atividades de exploração e produção nas áreas de Sépia e Atapu, em volume de produção limitado a 500 milhões de barris de óleo equivalente (boe) em Sépia e 550 milhões de boe em Atapu.
Em 2019, sem receber ofertas na licitação em regime de partilha dos volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa das áreas de Sépia e Atapu, a Petrobras e a Pré-sal Petróleo SA (PPSA), qualificada como representante pela União, negociaram condições mais competitivas à concretização de nova licitação das áreas, em benefício de ambas as partes.
Segundo a empresa, os valores das compensações líquidas firmes serão acrescidos de complemento (earn out), devidos entre 2022 e 2032, que será exigível a partir do último dia útil do mês de janeiro do ano subsequente ao que o preço do petróleo tipo Brent atingir média anual superior a US$ 40/bbl, limitado a US$ 70/bbl.
Tais complementos têm carência de um ano para pagamento da primeira parcela do earn out, de 2023 para 2024, corrigida à taxa de 8,99% a.a. ao valor da compensação líquidas firmes serão adicionados os efeitos tributários relativos ao Imposto de Renda da Pessoa Jurídica e à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido ocasionados pela transferência de propriedade de ativos da Petrobras para os contratados sob o regime de Partilha de Produção, cujo ônus econômico será do vencedor da licitação. No caso do complemento de compensação (earn out), já serão incluídos os efeitos tributários.
As condições previstas serão refletidas em um acordo de coparticipação que vinculará a Petrobras e o novo contratante das áreas. Embora já tenha apreciado pelo Comitê de Auditoria Estatutário (CAE), pelo Comitê de Minoritários (Comin) e aprovado pelo conselho de administração da Petrobras, a validade do acordo ainda depende de aprovação pelo Ministro de Minas e Energia (MME).