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Fev 22, 2013 15:59
mico Forista VIP
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Quanto custará o barril da cessão onerosa qdo for extraído?
mico
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Kyo escreveu:
Kyo escreveu:
mico escreveu:Área do Contrato/ AVALIAÇÕES INICIAIS REVISÃO*/ Volume da Cessão Onerosa
(milhões Barris de Óleo Equivalentes) Valor do Barril (US$/boe) Valor Inicial da
Cessão Onerosa (US$)

BLOCO 1 Florim 467 milhões de barrís.. 9,0094 valor inicial 4.207.389.800,00

BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00 - - -

BLOCO 4 Entorno de Iara 600 5,8157 3.489.420.000,00 - - -

BLOCO 5 Sul de Tupi 128 7,8531 1.005.196.800,00 - - -

BLOCO 6 Nordeste de Tupi 428 8,5357 3.653.279.600,00 - - -

BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores - - - - - -

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Não importa se ela agora encontra num determinado bloco, como por exemplo o Florim que foi objeto da notícia da "descoberta", 1, 2 ou 10 bilhões de reservas.

Ela comprou só 5 bilhões e vai extraindo do bloco que quiser até chegar na quantidade que comprou.

O que ultrapassar os 5 bi continuam sendo propriedade da União.

São esses aspectos que eu pretendia destacar.

Não é demais insistir que esse foi um presente de grego do governo: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem.


mico deixa eu ver se entendi já que não estou muito por dentro das coisas referentes a petro.

Todos esses contratos que vc coloco ai mostram o valor variando de US$ 9 a 5. Isso significa que ela pode explorar até 5bi boe e tem que pagar esse valor de 9 a 5 por barril dependendo de onde ele foi retirado. Isso já são os royalties ou isso foi a forma da concessão de exploração do campo (em vez de agar uma quantia fixa por bloco paga por barril extraído)? e de onde vem esses 100 dólares se nos contratos estão valores entre 9 e 5 dólares?




Kyo, fiquei tonto da vida agora, fiz uma longa resposta com detalhes minuciosos e na hora de enviar teclei errado e perdi tudo.

Então vou fazer breve resumo.

O governo vendeu a prazo 5 bilhões de barrís do pré-sal que a Petro deve extrair no prazo de 40 anos de qualquer dos 6 blocos.

Deve parar de extrair quando atingir 5 bi mesmo que os blocos tenham reservas muito maiores, porque o resto continua de propriedade da União.

O preço final de cada barril deve ser igual a cotação vigente na bolsa NYMEX correspondente ao código CL, crude light, hoje por volta dos 100 dólares.

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais pode abater os 8,51 pagos antecipadamente ( o pagamento antecipado foi de 74 bilhões e desfalcou o caixa da Petro na época da capitalização OPA. A subscrição total foi de 121 bilhões e o governo garfou na mão grande 74 bi...).

obs.

1 os dólares citados em cada bloco serviram simplesmente para estimar o valor final e foram definidos pelos avaliadores da Petro e do governo.

2. na estimativa não foram considerados royalties cuja responsabilidade de pagamento cabe a Petro na época da extração.

Kyo, se tiver alguma duvida mais retorne por favor.

Fev 22, 2013 17:15
Kyo Forista Assíduo
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mico escreveu:Área do Contrato/ AVALIAÇÕES INICIAIS REVISÃO*/ Volume da Cessão Onerosa
(milhões Barris de Óleo Equivalentes) Valor do Barril (US$/boe) Valor Inicial da
Cessão Onerosa (US$)

BLOCO 1 Florim 467 milhões de barrís.. 9,0094 valor inicial 4.207.389.800,00

BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00 - - -

BLOCO 4 Entorno de Iara 600 5,8157 3.489.420.000,00 - - -

BLOCO 5 Sul de Tupi 128 7,8531 1.005.196.800,00 - - -

BLOCO 6 Nordeste de Tupi 428 8,5357 3.653.279.600,00 - - -

BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores - - - - - -

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Não importa se ela agora encontra num determinado bloco, como por exemplo o Florim que foi objeto da notícia da "descoberta", 1, 2 ou 10 bilhões de reservas.

Ela comprou só 5 bilhões e vai extraindo do bloco que quiser até chegar na quantidade que comprou.

O que ultrapassar os 5 bi continuam sendo propriedade da União.

São esses aspectos que eu pretendia destacar.

Não é demais insistir que esse foi um presente de grego do governo: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem.


mico deixa eu ver se entendi já que não estou muito por dentro das coisas referentes a petro.

Todos esses contratos que vc coloco ai mostram o valor variando de US$ 9 a 5. Isso significa que ela pode explorar até 5bi boe e tem que pagar esse valor de 9 a 5 por barril dependendo de onde ele foi retirado. Isso já são os royalties ou isso foi a forma da concessão de exploração do campo (em vez de agar uma quantia fixa por bloco paga por barril extraído)? e de onde vem esses 100 dólares se nos contratos estão valores entre 9 e 5 dólares?




Kyo, fiquei tonto da vida agora, fiz uma longa resposta com detalhes minuciosos e na hora de enviar teclei errado e perdi tudo.

Então vou fazer breve resumo.

O governo vendeu a prazo 5 bilhões de barrís do pré-sal que a Petro deve extrair no prazo de 40 anos de qualquer dos 6 blocos.

Deve parar de extrair quando atingir 5 bi mesmo que os blocos tenham reservas muito maiores, porque o resto continua de propriedade da União.

O preço final de cada barril deve ser igual a cotação vigente na bolsa NYMEX correspondente ao código CL, crude light, hoje por volta dos 100 dólares.

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais pode abater os 8,51 pagos antecipadamente ( o pagamento antecipado foi de 74 bilhões e desfalcou o caixa da Petro na época da capitalização OPA. A subscrição total foi de 121 bilhões e o governo garfou na mão grande 74 bi...).

obs.

1 os dólares citados em cada bloco serviram simplesmente para estimar o valor final e foram definidos pelos avaliadores da Petro e do governo.

2. na estimativa não foram considerados royalties cuja responsabilidade de pagamento cabe a Petro na época da extração.

Kyo, se tiver alguma duvida mais retorne por favor.


caramba, mas isso não faz nenhum sentido. Então a Petro paga pra união os US$100 além de todo o custo que ela vai ter pra encontrar e tirar o petróleo mais os royalties. Com isso o custo vai ser bem mais de 100 dólares. 0% de chance de vender isso com algum lucro. na verdade 100% de levar um mega prejuízo. muito estranho isso, é isso mesmo?

ex: se hoje ela retirasse 1 barril. ela paga 100$ + 20$ (vamos supor que é esse o custo pra tirar um barril de petróleo) = 120$ e ai vende pra alguém por 110$ e sai com 10$ de preju?

Fev 22, 2013 17:33
mico Forista VIP
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(milhões Barris de Óleo Equivalentes) Valor do Barril (US$/boe) Valor Inicial da
Cessão Onerosa (US$)

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BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00 - - -

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BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores - - - - - -

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Não importa se ela agora encontra num determinado bloco, como por exemplo o Florim que foi objeto da notícia da "descoberta", 1, 2 ou 10 bilhões de reservas.

Ela comprou só 5 bilhões e vai extraindo do bloco que quiser até chegar na quantidade que comprou.

O que ultrapassar os 5 bi continuam sendo propriedade da União.

São esses aspectos que eu pretendia destacar.

Não é demais insistir que esse foi um presente de grego do governo: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem.


mico deixa eu ver se entendi já que não estou muito por dentro das coisas referentes a petro.

Todos esses contratos que vc coloco ai mostram o valor variando de US$ 9 a 5. Isso significa que ela pode explorar até 5bi boe e tem que pagar esse valor de 9 a 5 por barril dependendo de onde ele foi retirado. Isso já são os royalties ou isso foi a forma da concessão de exploração do campo (em vez de agar uma quantia fixa por bloco paga por barril extraído)? e de onde vem esses 100 dólares se nos contratos estão valores entre 9 e 5 dólares?




Kyo, fiquei tonto da vida agora, fiz uma longa resposta com detalhes minuciosos e na hora de enviar teclei errado e perdi tudo.

Então vou fazer breve resumo.

O governo vendeu a prazo 5 bilhões de barrís do pré-sal que a Petro deve extrair no prazo de 40 anos de qualquer dos 6 blocos.

Deve parar de extrair quando atingir 5 bi mesmo que os blocos tenham reservas muito maiores, porque o resto continua de propriedade da União.

O preço final de cada barril deve ser igual a cotação vigente na bolsa NYMEX correspondente ao código CL, crude light, hoje por volta dos 100 dólares.

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais pode abater os 8,51 pagos antecipadamente ( o pagamento antecipado foi de 74 bilhões e desfalcou o caixa da Petro na época da capitalização OPA. A subscrição total foi de 121 bilhões e o governo garfou na mão grande 74 bi...).

obs.

1 os dólares citados em cada bloco serviram simplesmente para estimar o valor final e foram definidos pelos avaliadores da Petro e do governo.

2. na estimativa não foram considerados royalties cuja responsabilidade de pagamento cabe a Petro na época da extração.

Kyo, se tiver alguma duvida mais retorne por favor.


caramba, mas isso não faz nenhum sentido. Então a Petro paga pra união os US$100 além de todo o custo que ela vai ter pra encontrar e tirar o petróleo mais os royalties. Com isso o custo vai ser bem mais de 100 dólares. 0% de chance de vender isso com algum lucro. na verdade 100% de levar um mega prejuízo. muito estranho isso, é isso mesmo?

ex: se hoje ela retirasse 1 barril. ela paga 100$ + 20$ (vamos supor que é esse o custo pra tirar um barril de petróleo) = 120$ e ai vende pra alguém por 110$ e sai com 10$ de preju?



Kyo, na pressa de responder não completei a frase, cuja redação correta é a seguinte:

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais vai abater os 8,51 pagos antecipadamente e abater também o custo da extração, que se, por exemplo, for de 80 dólares resultará no saldo final a pagar de us $ 11,49.

Fev 22, 2013 17:51
Kyo Forista Assíduo
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(milhões Barris de Óleo Equivalentes) Valor do Barril (US$/boe) Valor Inicial da
Cessão Onerosa (US$)

BLOCO 1 Florim 467 milhões de barrís.. 9,0094 valor inicial 4.207.389.800,00

BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00 - - -

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BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores - - - - - -

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Não importa se ela agora encontra num determinado bloco, como por exemplo o Florim que foi objeto da notícia da "descoberta", 1, 2 ou 10 bilhões de reservas.

Ela comprou só 5 bilhões e vai extraindo do bloco que quiser até chegar na quantidade que comprou.

O que ultrapassar os 5 bi continuam sendo propriedade da União.

São esses aspectos que eu pretendia destacar.

Não é demais insistir que esse foi um presente de grego do governo: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem.


mico deixa eu ver se entendi já que não estou muito por dentro das coisas referentes a petro.

Todos esses contratos que vc coloco ai mostram o valor variando de US$ 9 a 5. Isso significa que ela pode explorar até 5bi boe e tem que pagar esse valor de 9 a 5 por barril dependendo de onde ele foi retirado. Isso já são os royalties ou isso foi a forma da concessão de exploração do campo (em vez de agar uma quantia fixa por bloco paga por barril extraído)? e de onde vem esses 100 dólares se nos contratos estão valores entre 9 e 5 dólares?




Kyo, fiquei tonto da vida agora, fiz uma longa resposta com detalhes minuciosos e na hora de enviar teclei errado e perdi tudo.

Então vou fazer breve resumo.

O governo vendeu a prazo 5 bilhões de barrís do pré-sal que a Petro deve extrair no prazo de 40 anos de qualquer dos 6 blocos.

Deve parar de extrair quando atingir 5 bi mesmo que os blocos tenham reservas muito maiores, porque o resto continua de propriedade da União.

O preço final de cada barril deve ser igual a cotação vigente na bolsa NYMEX correspondente ao código CL, crude light, hoje por volta dos 100 dólares.

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais pode abater os 8,51 pagos antecipadamente ( o pagamento antecipado foi de 74 bilhões e desfalcou o caixa da Petro na época da capitalização OPA. A subscrição total foi de 121 bilhões e o governo garfou na mão grande 74 bi...).

obs.

1 os dólares citados em cada bloco serviram simplesmente para estimar o valor final e foram definidos pelos avaliadores da Petro e do governo.

2. na estimativa não foram considerados royalties cuja responsabilidade de pagamento cabe a Petro na época da extração.

Kyo, se tiver alguma duvida mais retorne por favor.


caramba, mas isso não faz nenhum sentido. Então a Petro paga pra união os US$100 além de todo o custo que ela vai ter pra encontrar e tirar o petróleo mais os royalties. Com isso o custo vai ser bem mais de 100 dólares. 0% de chance de vender isso com algum lucro. na verdade 100% de levar um mega prejuízo. muito estranho isso, é isso mesmo?

ex: se hoje ela retirasse 1 barril. ela paga 100$ + 20$ (vamos supor que é esse o custo pra tirar um barril de petróleo) = 120$ e ai vende pra alguém por 110$ e sai com 10$ de preju?



Kyo, na pressa de responder não completei a frase, cuja redação correta é a seguinte:

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais vai abater os 8,51 pagos antecipadamente e abater também o custo da extração, que se, por exemplo, for de 80 dólares resultará no saldo final a pagar de us $ 11,49.

então no final o ganho dela é a diferença entre os 100$ e o preço que ela conseguir vender?

e pra Petro não importa a produtividade já que o custo ela abate de qualquer forma?

e a Petro já ta perdendo, afinal 8 lá no passado é muito mais que 8 lá no futuro. ¬¬

Fev 22, 2013 18:01
mico Forista VIP
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(milhões Barris de Óleo Equivalentes) Valor do Barril (US$/boe) Valor Inicial da
Cessão Onerosa (US$)

BLOCO 1 Florim 467 milhões de barrís.. 9,0094 valor inicial 4.207.389.800,00

BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00 - - -

BLOCO 4 Entorno de Iara 600 5,8157 3.489.420.000,00 - - -

BLOCO 5 Sul de Tupi 128 7,8531 1.005.196.800,00 - - -

BLOCO 6 Nordeste de Tupi 428 8,5357 3.653.279.600,00 - - -

BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores - - - - - -

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Não importa se ela agora encontra num determinado bloco, como por exemplo o Florim que foi objeto da notícia da "descoberta", 1, 2 ou 10 bilhões de reservas.

Ela comprou só 5 bilhões e vai extraindo do bloco que quiser até chegar na quantidade que comprou.

O que ultrapassar os 5 bi continuam sendo propriedade da União.

São esses aspectos que eu pretendia destacar.

Não é demais insistir que esse foi um presente de grego do governo: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem.


mico deixa eu ver se entendi já que não estou muito por dentro das coisas referentes a petro.

Todos esses contratos que vc coloco ai mostram o valor variando de US$ 9 a 5. Isso significa que ela pode explorar até 5bi boe e tem que pagar esse valor de 9 a 5 por barril dependendo de onde ele foi retirado. Isso já são os royalties ou isso foi a forma da concessão de exploração do campo (em vez de agar uma quantia fixa por bloco paga por barril extraído)? e de onde vem esses 100 dólares se nos contratos estão valores entre 9 e 5 dólares?




Kyo, fiquei tonto da vida agora, fiz uma longa resposta com detalhes minuciosos e na hora de enviar teclei errado e perdi tudo.

Então vou fazer breve resumo.

O governo vendeu a prazo 5 bilhões de barrís do pré-sal que a Petro deve extrair no prazo de 40 anos de qualquer dos 6 blocos.

Deve parar de extrair quando atingir 5 bi mesmo que os blocos tenham reservas muito maiores, porque o resto continua de propriedade da União.

O preço final de cada barril deve ser igual a cotação vigente na bolsa NYMEX correspondente ao código CL, crude light, hoje por volta dos 100 dólares.

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais pode abater os 8,51 pagos antecipadamente ( o pagamento antecipado foi de 74 bilhões e desfalcou o caixa da Petro na época da capitalização OPA. A subscrição total foi de 121 bilhões e o governo garfou na mão grande 74 bi...).

obs.

1 os dólares citados em cada bloco serviram simplesmente para estimar o valor final e foram definidos pelos avaliadores da Petro e do governo.

2. na estimativa não foram considerados royalties cuja responsabilidade de pagamento cabe a Petro na época da extração.

Kyo, se tiver alguma duvida mais retorne por favor.


caramba, mas isso não faz nenhum sentido. Então a Petro paga pra união os US$100 além de todo o custo que ela vai ter pra encontrar e tirar o petróleo mais os royalties. Com isso o custo vai ser bem mais de 100 dólares. 0% de chance de vender isso com algum lucro. na verdade 100% de levar um mega prejuízo. muito estranho isso, é isso mesmo?

ex: se hoje ela retirasse 1 barril. ela paga 100$ + 20$ (vamos supor que é esse o custo pra tirar um barril de petróleo) = 120$ e ai vende pra alguém por 110$ e sai com 10$ de preju?



Kyo, na pressa de responder não completei a frase, cuja redação correta é a seguinte:

Se a extração fosse feia hoje a Petro teria que pagar o preço final de us$ 100, dos quais vai abater os 8,51 pagos antecipadamente e abater também o custo da extração, que se, por exemplo, for de 80 dólares resultará no saldo final a pagar de us $ 11,49.



então no final o ganho dela é a diferença entre os 100$ e o preço que ela conseguir vender?

e pra Petro não importa a produtividade já que o custo ela abate de qualquer forma?

e a Petro já ta perdendo, afinal 8 lá no passado é muito mais que 8 lá no futuro. ¬¬




então no final o ganho dela é a diferença entre os 100$ e o preço que ela conseguir vender?

Resp. SIM

e pra Petro não importa a produtividade já que o custo ela abate de qualquer forma?

Resp. Exatamente isso.

e a Petro já ta perdendo, afinal 8 lá no passado é muito mais que 8 lá no futuro.

Resp. O adiantamento será remunerado à taxa de 8,83 a.a. Acho que é o único ponto - a taxa - a favor da Petro.

Sugiro que vc leia o contrato, é extenso mas a leitura pode ser dinâmica usando palavras-chaves.

O contrato tá disponivel no site da Petro.

Fev 22, 2013 18:09
Kyo Forista Assíduo
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Bem tipico de governo mesmo, abrir um fodasse pra eficiência e produtividade.

Quando tiver tempo vou procurar da uma lida.

Vlw pelos esclarecimentos.


Ps: ultima duvida. Existe diferença de valor pro tipo de petróleo encontrado? Pq dessa forma ai só vale a pena retirar os que forem de melhor qualidade, já que eles vc vende acima dos 100$ e da pra ter algum ganho.

Fev 23, 2013 9:44
mico Forista VIP
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mico
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Áreas objeto do CCO - Contrato de Cessão Onerosa

BLOCO / Qde - em milhões - de Barris de Óleo Equiv) // Valor do Barril US$ // Valor Inicial -sujeito à revisão- em us$

BLOCO 1 Florim 467 milhões de barrís.. 9,0094 valor inicial 4.207.389.800,00

BLOCO 2 Franco 3.058 9,0400 27.644.320.000,00 - - -

BLOCO 3 Sul de Guará 319 7,9427 2.533.721.300,00

BLOCO 4 Entorno de Iara 600 5,8157 3.489.420.000,00 - - -

BLOCO 5 Sul de Tupi 128 7,8531 1.005.196.800,00 - - -

BLOCO 6 Nordeste de Tupi 428 8,5357 3.653.279.600,00 - - -

BLOCO 7 Peroba (bloco de contingência, sem valores)

Valor Inicial do Contrato em dólares-americanos (US$) 42,533,327.500,00

Taxa de câmbio 1,7588

Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00 ***

*** Petro foi obrigada a pagar antecipadamente esses 75 bilhões de reais que foram garfados dos 121 bilhões de subscrição na OPA de aumento de capital em setembro de 2010.

Até hoje o Caixa da empresa não se refez desse duro golpe, falta grana para implementar o Plano de Negócios 2012/16 e notícias recentes dão conta de que corre o risco de perder o IG.


------------------------------------------------


Esses são os 6 blocos dos quais a Petro pode extrair os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa.

Ressalte-se, por oportuno e importante, que ela não é dona das reservas existentes nesses Blocos, apenas tem o direito, comprado através do CCO, de extrair óleo até o limite de 5 bilhões de barrís, a quantidade comprada.

Na atual fase de execução do CCO é irrelevante o fato de a Petro "descobrir" num ou em todos os blocos reservas de 5, 10 ou 100 bilhões de barrís porque o que ultrapassar os 5 bi continuarão a ser de propriedade da União.
Por isso é descabido o entusiasmo exagerado provocado por notícias como a publicada 5a. feira informando o sucesso de um novo poço perfurado no bloco Florim (na área da cessão onerosa) e que foi comemorado como se a descoberta fosse em nova área e não tivesse seus benefícios limitados pelo CCO.


Por fim, não é demais alertar mais uma vez que esse CCO foi um autêntico presente de grego dado pelo governo à Petro: vender o barril por 100 dólares foi alta sacanagem como nunca dantes se viu neste país, que ferrou de cabo a &#$&$* os minoritários.

Mar 07, 2013 11:00
wgjr Estreante
Mensagens: 44
Re: O CCO- contrato de cessão onerosa foi um bom ou mau negó
wgjr
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Mar 04, 2013 15:13
 
 
Pela que entendi do Contrato de Cessão Onerosa, o petróleo extraído nas áreas cedidas já está pago. Portanto, se a extração fosse hoje, a Petrobrás não precisaria pagar US$ 90,00 à União pelo barril, conforme mencionado.

Por isso, a Petrobras está numa corrida contra o relógio a fim de extrair o petróleo dessas áreas o mais rápido possível, pois ele já está pago. O preço do barril foi uma decisão política lastreada no fluxo de caixa descontado estimado num período de 40 anos. Cada ano que a empresa conseguir antecipar essa produção resultará numa maior rentabilidade para ela.

mico escreveu:Face à essa indagação, ou semelhante, sempre inicio a resposta dizendo que todo negócio é bom; o importante é descobrir pra quem, pra qual das partes contratantes. Vendedor ou cedente ou para o comprador ou cessionário.

Sem ser pretensioso ou monopolista da verdade, até porque não entendo bulhufas de petróleo, precipito a afirmar que foi um péssimo negócio para a Petrobrás, por várias razões.

A primeira, e principal delas, o fato de o governo da época assumir a decisão de que as riquezas minerais do país devem beneficiar preferencialmente o povo e não os acionistas minoritários da Petro.

Assim decidido, assim foi feito na implementação do CCO, começando pela fixação do preço de cada barril dos 5 bilhões vendidos (cedidos): COTAÇÃO PRATICADA NA BOLSA NYMEX À DATA DA EXTRAÇÃO DO ÓLEO.

Gentem, se a extração fosse hoje a Petro teria que pagar cerca de U$ 90 por barril.

É evidente que esse valor é o preço final do barril, do qual serão descontados os custos de extração e valor já paga antecipadament - us$ 8,51 quando da assinatura do contrato.

Desde já, vê-se que essa compra foi um PÉSSIMO NEGÓCIO para a empresa, que ganhará nessa extração apenas a remuneração correspondente ao refino.

Pior ainda é que a quantidade comprada de 5 bilhões de barrís equivale a 7 SETE ANOS da produção atual que é de 2 milhões de barris diários refinados no limite da capacidade atual.

Pessoal, noto que a quantidade de acessos a este tema revela razoável interesse no assunto, mas surpreende-me a ausência de colegas no debate do assunto.

Aliás, não tenho conseguido encontrar na internet nenhuma análise ou comentário mais específico sobre o CCO, inclusive após busca nos googles da vida.

Peço, até imploro, a manifestação dos colegas frequentadores deste fórum de alto nível para trocarmos figurinhas desse albúm difícil de preencher.

até de repentem, gentem

Mar 07, 2013 11:30
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Re: Subsídio do tópico semanal que hoje se encerra. (memória
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
wgjr, o valor pago não é o preço final. Estará sujeito à revisão na época da extração, que se prolongará por 40 ANOS.

Dê uma olhadinha no ANEXO V -DIRETRIZES PARA A REVISÃO DO CONTRATO, que fixa as premissas para a revisão do preço.

Muito obrigado por ter opinado neste tópico, vc é o primeiro depois de longos meses, parece que o assunto é tabu, ´quase ninguém se interessa por ele.

Aguardo novas participações suas.

abs





mico escreveu:Por interessar a este tópico:


Enviada: Nov 11, 2012 20:37 Assunto:

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mico escreveu:
AJF escreveu:
atoxa escreveu:
AJF escreveu:
SALCEDO escreveu:
Marcio MB escreveu:
Servidor público federal em média ganha muito bem no Brasil, ganha salários semelhantes ou até maiores do que as mesmas funções em países desenvolvidos.
Mas para por aí, somente eles ganham como se o Brasil fosse um país rico, o resto da população tem que correr atrás.


Somente para ilustrar.
BRASÍLIA - Dados do Ministério do Planejamento revelam a disparidade salarial entre os poderes Executivo, Legislativo e Judiciário. O Executivo tem a menor média salarial: R$ 5.906. No Legislativo, a média é de R$ 15.055, e no Judiciário, R$ 10.385. A maior média na remuneração fica com o Ministério Público da União (MPU), com R$ 17.222.

http://oglobo.globo.com/topico-lei-de-a ... al-5358458
Parece-me que o salário é proporcional ao desserviço prestado.

----------------------------------------------


AJF uma duvida

Os titulos que entraram pra PETR rendem 8.83% a.a.

Esse montão de ações alem da valorização pagam PROVENTOS ., essa conta ´é sinistra parece que 8,83% vira pó na contrapartida

Depois do OPA as ações AXO qui já valorizaram + que isso.
--------------------------------------

Atoxa,

Os 8,83% a.a. é a taxa de desconto negociado para o CCO.
Assim quando a PETR extrair esse oléo (se extrair) ela terá que pagar ao TN após se ressarcir dos custos de extração, o valor do petróleo na bolsa utilizando essa taxa de desconto, menos o valor já aditado pela empresa.
A tabela exemplifica que se após 40 anos a cotação do petroleo ainda for US$ 100,00 ela deveria pagar apenas US$ 3,xx, descontando ainda os custos de extração e o valor adiantado que foi mais que isso.
Não tenho condições de afirmar se foi bom ou ruim para a PETR ainda. Afinal é o primeiro contrato do regime de partilha. Se sair leilão no ano que vem veremos quanto as demais empresas que participam do mercado estarão dispostas a pagar e poderemos formar juizo de valor.


------------------------------- ---------------

Esse CCO não se enquadra no regime de partilha. Nem no de concessão anteriormente utilizado.

Além da cláusula do desconto de 8,83% a outra mais importante do contrato é a que determina que o preço básico para calcular a diferença a pagar ao governo ou receber dele quando da época da extração é a cotação CL do óleo vigente na NYMEX.

Em termos simples o cálculo da diferença será Cotação CL na NYMEX menos custos de extração menos os 8,51 pagos antecipadamente e menos a remuneração do adiantamento com base nos 8,83%.


Vejam abaixo, no Anexo V do contrato CCO, as condições para a revisão do valor do contrato:



ANEXO V

DIRETRIZES PARA A REVISÃO DO CONTRATO

A Revisão referida na Cláusula Oitava observará as diretrizes e premissas elencadas neste Anexo V. No caso da necessidade de definição de premissas ou variáveis não estabelecidas neste Anexo, as Partes utilizarão, nessa definição, os princípios e premissas empregados nas certificações constantes dos laudos técnicos de avaliação de que trata o art. 3º da Lei nº
2.276, de 2010.

Metodologia

O Valor Revisto do Contrato será a soma dos valores presentes líquidos dos fluxos de caixa anual descontados de projetos determinísticos para cada Bloco da Área do Contrato,levando-se em conta as premissas técnicas e econômicas listadas abaixo:

Premissas Econômicas

1. Data base: para desconto do fluxo de caixa, será adotada a mesma data empregada nas certificações constantes nos laudos técnicos de avaliação de que trata o art. 3º da Lei nº 12.276, de 2010.


2. Taxa de desconto real: 8,83% ao ano

3. Preços dos produtos:

a. Petróleo:

i. O Preço de Referência será igual à média das cotações de fechamento no mês anterior à data de referência para a Revisão do petróleo Crude Light West Texas Intermediate - WTI, em US$/barril,divulgadas pela bolsa de valores NYMEX sob o código de CL, para o contrato futuro de décimo oitavo vencimento, menos o diferencial em relação ao petróleo Brent.


ii. O diferencial em relação ao petróleo Brent (preço WTI menos preço Brent) será calculado utilizando-se as médias anuais das projeções mensais mais recentes publicadas pela consultoria Pira Energy Group para o ano seguinte ao da Revisão, ou, caso não esteja disponível, uma previsão equivalente publicada por entidade internacional de reconhecida competência técnica no setor de
petróleo e gás natural.

iii. Para cada Bloco da Área do Contrato, o diferencial do Preço do
Petróleo do Bloco em relação ao petróleo Brent será calculado segundo a caracterização de fluidos mais recentemente disponível na data da Revisão, utilizando-se para cálculo do diferencial em relação ao Preço de Referência a metodologia indicada na Portaria ANP nº 206/2000.

iv. Os valores das frações dos produtos derivados do petróleo Brent, em
US$/barril, a serem empregados no cálculo do diferencial referido no
item (iii) acima serão as médias dos valores publicados pela ANP,
para cada fração, nos doze meses que antecederem o mês da Revisão.
b. Gás Natural:

....i. Preço de Referência do Gás Natural (PRGN):
O Preço de Referência do Gás Natural, em US$/MMBtu, é constituído pelo
Preço no Mercado de Referência (PMR) subtraído pelas parcelas referentes às
Tarifas de Transporte (TTr), Tarifa de Processamento (TP), Tarifa deTransferência (TT) e Despesas de Comercialização (DC), conforme fórmula
abaixo:

PRGN = PMR - (TTr + TP + TT + DC)
ii. Preço no Mercado de Referência (PMR):
O Preço no Mercado de Referência, em US$/MMBtu, é constituído pelo preço
médio de venda do gás natural nacional nos doze meses que antecederem o
mês da Revisão, ponderado por volume, praticado pela Petrobras para
fornecimento firme ao mercado não-termelétrico, nos Estados do Rio de
Janeiro e de São Paulo, nas condições de referência contratuais.
iii. Tarifas de Transporte (TTr):
As Tarifas de Transporte, em US$/MMBtu, são as tarifas contratuais dos
gasodutos utilizados para transporte do gás entre as Unidades de Tratamento e
os Pontos de Entrega, discriminadas a seguir:
TTr = Σ TTr(n)
onde:
TTr(n) – Tarifa de Transporte do gasoduto n.
iv. Tarifa de Processamento (TP):
A Tarifa de Processamento, em US$/MMBtu, é determinada com base no custo
de tratamento do gás do Pré-Sal, no Terminal de Cabiúnas, considerando, no
cômputo, a receita proveniente da comercialização de combustíveis líquidos
produzidos no processo de tratamento.
v. Tarifa de Transferência (TT):
A Tarifa de Transferência, em US$/MMBtu, é determinada com base no custo
do escoamento de gás natural do Pré-Sal, das Unidades de Produção até o
Terminal de Cabiúnas.

vi. Despesas de Comercialização (DC):
As Despesas de Comercialização, em US$/MMBtu, correspondem aos custos
incorridos na comercialização de gás, que inclui, dentre outros, a elaboração e
gestão dos contratos de comercialização de gás natural, o controle logístico do
suprimento e o faturamento.

vii. Os custos previstos nos itens iv e v serão calculados com base em
informações auditadas junto à Cessionária para projetos semelhantes de
escoamento de gás no pré-sal. Os custos previstos no item vi serão calculados
com base em informações auditadas junto à Cessionária referentes à
comercialização de gás natural.

4. Tributação: será considerada a carga tributária brasileira para os campos em regime
de cessão onerosa vigente à época da Revisão.

5. Custos:

a. Para as operações realizadas entre a Data de Assinatura e a Data da Revisão
será considerado o custo efetivamente incorrido pela Cessionária, em US$,
de modo segregado para cada Bloco da Área do Contrato, desde que
auditados e compatíveis com as práticas regulares do mercado.

b. Os custos de investimentos, os custos operacionais e as demais despesas
futuras serão estimados segundo as Melhores Práticas da Indústria do
Petróleo, levando-se em conta o ambiente operacional, e valorados com base
nos preços de mercado vigentes para cada bem ou serviço na Data da
Revisão.

c. Afretamento e aluguel: sempre que aplicáveis, segundo as melhores práticas
da indústria do petróleo, serão considerados para ativos da produção,
incluindo, mas não se limitando, às unidades de produção e equipamentos
submarinos. Serão estimados com base nas taxas diárias de afretamento,
referentes a contratos mais recentes, para Unidades Estacionárias de
Produção, de valores de mercado (CAPEX) equivalentes. Somar-se-á a estes
pagamentos o valor correspondente à tributação incidente sobre as remessas.
72

d. Os custos de investimento, de operação e das demais despesas serão cotadosem dólares americanos (US$).

6. A taxa de câmbio a ser utilizada nas conversões de dólares para Reais será a média da taxa de câmbio PTAX compra vigente nos 30 (trinta) dias que antecederem opagamento.


Premissas técnicas

1. As jazidas a avaliar serão, em princípio, aquelas consideradas na avaliação inicial eque foram consideradas pelos laudos técnicos de avaliação de que trata o art. 3º daLei nº 12.276, de 2010. Se houver outras descobertas nos prismas relativos aosBlocos da Área do Contrato, os respectivos volumes também poderão serconsiderados.

2. Serão utilizados Módulos Típicos ou as possíveis soluções, específicas para cadaárea, que após a Declaração de Comercialidade comporão os respectivos Planos deDesenvolvimento.

a. Por Módulo Típico entende-se o conjunto que inclui plataforma tipo FPSO –
Floating, Production, Storage and Offloading, plantas de produção e
acessórias (separação, tratamento, geração, compressão, reinjeção etc.),
linhas rígidas e flexíveis, manifolds e poços, concebidos para drenar, em
cada Bloco da Área do Contrato, o volume previsto para cada Módulo
Típico.

b. Para a concepção de cada Módulo Típico, serão consideradas somente
tecnologias de aplicação confiável para recuperações primária e secundária
de hidrocarbonetos.

c. Cenários de produção serão construídos considerando-se a caracterização
mais recente do reservatório, incorporando-se todas as informações de
reservatório e fluidos.

d. Os cenários para os planos de desenvolvimento considerarão os Módulos
Típicos de desenvolvimento ou as soluções específicas para cada área e
serão baseados em projetos otimizados de áreas análogas no pré-sal,
segundo o conhecimento mais recente disponível e segundo oscompromissos de Conteúdo Local da Cláusula Vigésima Quarta doContrato.

-----------------------------

Vixi mico, além de tudo ainda tem a compensação em função de qual bloco foi extraido e da qualidade do óleo extraido.
Mico tu tens razão para tanta preocupação sim é muito complexo, se os gringos estão com o pé atras com a empresa com certeza não é de graça não.
_________________
Auro pulsa fides, auro venalia iura, aurum lex sequitur, mox sine lege pudor
E pur si muove!

Mai 03, 2013 23:31
R1R2R3R4 Forista Assíduo
Mensagens: 145
Re: Quanto custará o barril da cessão onerosa qdo for extraí
R1R2R3R4
Registrado em:
Abr 01, 2010 21:51
 
 
Olá mico. Parabéns por analisar o contrato da cessão onerosa aqui no fórum. Baseado no que o colega wgir colocou no post anterior, de fato o valor de 74 bi ( dos quais 60 bi foram utilizados para cobrir o rombo do superávit primário de 2011 se não estou enganado ) já foi adiantado pelos acionistas na subscrição, dinheiro que seria do caixa da empresa ok. De tal forma, corrija se a minha interpretação estiver equivocada, que que a empresa tem 40 anos para recuperar este valor adiantado. Além deste valor ela recebe esta taxa de retorno de 8,83% a.a. e mais o que lucrar com venda acima de U$ 100,00 o barril, tudo isto até o limite de 5 bi de barris. Também em um universo de manutenção das tais diretrizes do anexo V, o que eu particularmente acredito que o governo não mude as regras para dificultar mais ainda a situação da empresa após a sua ^descapitalização^ dos 74 bi. Trata-se de uma questão política em que o governo percebeu que não pode prejudicar mais a Petrobrás por toda a repercussão que houve nos meios de comunicação, pelo menos até as próximas eleições, aliás uma das poucas bandeiras que nossa fraquíssima, para não dizer inexistente oposição levanta é a questão da empresa. O que resulta em todas as análises apontarem para o rápido aumento da produção como principal ponto para recuperar o seu caixa e poder realizar os investimentos necessários. Acho que a situação daqui para frente melhora, pelo menos até as eleições.

abraços

Mai 25, 2013 21:04
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Resposta ao WGJR
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
WGJR escreveu:

Segundo a ANP, o pre-sal tem de 70 a 100 bilhões de boe. Assim, considerando que, s.m.j., essas reservas não vão para o Ativo da empresa, o que diminui a sua capacidade de endividamento, fico imaginando a quantidade de capitalizações, via IPO, que ela terá que fazer para conseguir $$$ para levar a cabo essa empreitada homérica. E mais, a União e os Estados não vão ficar esperando a Petrobrás melhorar seu fluxo de caixa com a produção de petróleo nas áreas já licitadas para começar a colher os tão propalados frutos do petróleo. Já estão até antecipando o leilão do pré-sal para outubro.

Comentário: as reservas não são registradas no Ativo da empresa porque são de propriedade da União.Não creio em nova IPO simplesmente porque o mercado rejeitaria a alternativa em razão da armadilha financeira perpetrada pelo governo ao desviar 74 bilhões na IPO de 2010

WGJR: Acredito que se não alterarem a Lei que concedeu essa famigerada reserva de mercado a Petrobrás, ela terá que deixar de lado a exploração de petróleo nas áreas objeto de concessão, mais rentáveis, e se dedicar exclusivamente as áreas cedidas no regime de partilha, menos rentáveis.

De fato esse é mais um risco sobrecarregando os já pesados encargos da empresa.
Detalhe importante: A ANP pode, ao seu livre arbítrio, deixar de fazer licitação e contratar a exploração e extração diretamente com a Petrobrás. alternativa de alto risco porque tanto o governo como a ANP pouco se importam com as dificuldades financeiras da empresa. Prova flagrante e drástica disso é o fato inacreditável de a empresa ter sido obrigada a pagar adiantadamente 74 bilhões para ter o direito de explorar 5 bilhões de barrís em 40 QUARENTA ANOS.
Esses 74 bi fazem tanta falta que semana passada a Petro passou o chapéu pra pedir emprestados cerca de 22 bilhões no exterior.


WGJR: Se a empresa mal tá conseguindo se financiar para produzir os 5 bilhões de boe da cessão onerosa, devidamente contabilizados no balanço patrimonial, imaginem os 20 a 30 bilhões de boe no regime de partilha.

Coment.: Perfeita essa observação, principalmente considerando-se que 5 bilhões correspondem à produção de 7 anos a se considerar a produção atual - estagnada há mais de 5 anos - de 2 milhões de barris diários. (equivalentes à 730 milhões em 1 ano, 5 bilhões em 7 anos)


-------------------------------------------------------------------

mico escreveu anteriormente à manifestação do WGJR: A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendo-lhe assegurada, a este título, participação mínima de 30% nos consórcios vencedores da licitação para exploração do pré-sal.

Pergunta-se aos universitários acionistas das empresas: QUAL OU QUAIS VANTAGENS A EMPRESA TEM COM ESSE PRIVILÉGIO?



ps: este tema é nocivo aos reles e insignificantes lançadores de opções otm cobertas.


________________________________________________________________________________________

Doravante deixarei de participar do tópico PETR3 - PETR4 porque lá as mensagens sérias se perdem no meio de um monte de lixo lançado ininterruptamente por um desocupado pichador que, acreditem se quiser, foi, ainda bem não é mais, moderador deste espaço.

Mai 27, 2013 21:26
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Resposta ao R1...4
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
R1R2R3R4 escreveu:Olá mico. Parabéns por analisar o contrato da cessão onerosa aqui no fórum. Baseado no que o colega wgir colocou no post anterior, de fato o valor de 74 bi ( dos quais 60 bi foram utilizados para cobrir o rombo do superávit primário de 2011 se não estou enganado ) já foi adiantado pelos acionistas na subscrição, dinheiro que seria do caixa da empresa ok.

Resp. Correto.

De tal forma, corrija se a minha interpretação estiver equivocada, que que a empresa tem 40 anos para recuperar este valor adiantado. Além deste valor ela recebe esta taxa de retorno de 8,83% a.a. e mais o que lucrar com venda acima de U$ 100,00 o barril, tudo isto até o limite de 5 bi de barris.

Resp. Perfeito. O prazo para extração é de 40 anos e os 74 bi adiantados serão descontados do custo final que corresponderá à cotação CL praticada na NYSE à época da efetiva extração. (hoje seria em torno dos 100 dólares).

Merece destaque o fato de que os juros pelo adiantamento, de 8,83% foram à época da contratação até que modestos, mas se tornaram hoje uma excepcional vantagem para a Petro se comparada essa taxa com as recentemente contratadas em empréstimos obtidos no exterior.


Também em um universo de manutenção das tais diretrizes do anexo V, o que eu particularmente acredito que o governo não mude as regras para dificultar mais ainda a situação da empresa após a sua ^descapitalização^ dos 74 bi. Trata-se de uma questão política em que o governo percebeu que não pode prejudicar mais a Petrobrás por toda a repercussão que houve nos meios de comunicação, pelo menos até as próximas eleições, aliás uma das poucas bandeiras que nossa fraquíssima, para não dizer inexistente oposição levanta é a questão da empresa. O que resulta em todas as análises apontarem para o rápido aumento da produção como principal ponto para recuperar o seu caixa e poder realizar os investimentos necessários. Acho que a situação daqui para frente melhora, pelo menos até as eleições.

Resp. De fato está fora de cogitação a mudança da Lei que autorizou a Cessão Onerosa, como de resto as outras 2 que tratam do RPP - Regime de Partilha da Produção (que não se aplica na Cessão Onerosa) e a que criou a empresa PPSA S/A incumbida de gerenciar os contratos de exploração do Pré-Sal a serem licitadas em novembro (com chance de antecipação para outubro).

A importante incógnita do RPP é o percentual mínimo de "excedente de óleo" que o governo vai exigir na exploração do pré-sal.

abraços

Jul 08, 2013 21:10
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Re: REGRAS PARA A PARTILHA NA 1a. LICITAÇÃO DO PRÉ-SAL
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Exposição de Motivos No 28, de 2 de julho de 2013.

Resolução no 5, de 25 de junho de 2013, do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE. Aprovo.
Em 3 de julho de 2013.

CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA
RESOLUÇÃO No 5, DE 25 DE JUNHO DE 2013
Aprova os parâmetros técnicos e econômicos dos contratos de partilha de produção para a Primeira Rodada de Licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural sob o regime de partilha de produção.

O PRESIDENTE DO CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA - CNPE, no uso de suas atribuições ... resolve:

Art. 1º Aprovar os parâmetros técnicos e econômicos do contrato de partilha de produção, a ser celebrado pela União, da Primeira Rodada de Licitações sob o regime de partilha de produção na área do pré-sal, nos termos do art. 9º , inciso IV, da Lei no 12.351, de 22 de dezembro de 2010.

§ 1º O cálculo do excedente em óleo da União deverá considerar o bônus de assinatura, o desenvolvimento em módulos de produção individualizados e o fluxo de caixa durante a vigência do contrato de partilha de produção.

§ 2º O percentual mínimo do excedente em óleo da União, na média do período de vigência do contrato de partilha de produção será de 40% -quarenta por cento, para o preço do barril de petróleo de US$ 105,00 (cento e cinco dólares norte-americanos).

§ 3º A participação mínima da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras no consórcio previsto no art. 20 da Lei no 12.351, de 2010,será de trinta por cento.

§ 4º Somente poderão ser reconhecidos como custo em óleo os gastos, realizados pelo contratado, relacionados à execução das atividades vinculadas ao objeto do contratode partilha de produção e aprovados no âmbito do comitê operacional, tendo como referência custos típicos da atividade e que reflitam as melhores práticas da indústria do petróleo.

§ 5º O contratado, a cada mês, poderá apropriar-se do valor correspondente ao custo em óleo respeitando o limite de 50% - cinquenta por cento do valor bruto da produção nos dois primeiros anos de produção e de trinta por cento nos anos seguintes.

§ 6o Os custos que ultrapassem os limites definidos no § 5º serão acumulados para apropriação nos anos subsequentes, sem atualização monetária.

§ 7º O conteúdo local mínimo obedecerá aos seguintes critérios:

I - trinta e sete por cento para a Fase de Exploração;
II - quinze por cento para o Teste de Longa Duração - TLD, quando esta atividade fizer parte da Fase de Exploração;
III - cinquenta e cinco por cento para os módulos da Etapa de Desenvolvimento que iniciarem a produção até 2021;
IV - cinquenta e nove por cento para os módulos da Etapa de Desenvolvimento que iniciarem a produção a partir de 2022; e
V - o conteúdo local do TLD não será computado para fins de cumprimento do percentual mínimo do conteúdo local da Fase de Exploração.

§ 8º Os valores percentuais, de conteúdo local, dos itens e subitens de engenharia básica e engenharia de detalhamento não poderão ser revistos e, se forem ultrapassados, o adicional poderá ser transferido, a este título, para os módulos subsequentes multiplicados por dois.

§ 9º O valor do bônus de assinatura será igual a R$ 15.000.000.000,00 (quinze bilhões de reais) (A Petro não tem dinheiro nem para tocar os projetos dela mas terá que se virar pra arrumar 4,5 BILHÕES que é sua contribuição mínima como operador única com direito a 30% de qualquer licitação) e a parcela deste a ser destinada à Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA será igual a R$ 50.000.000,00 (cinquenta milhões de reais).

Art. 2º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

Ago 08, 2013 22:47
portador Forista Assíduo
Mensagens: 114
A PETRO TERÁ 32 BILHÕES DE BARRIS DE RESERVAS PARA EXPLORAR
portador
Registrado em:
Ago 05, 2013 22:19
 
 
a petro tem reservas de 15 bilhões de barris já comprovadas

comprou o direito de mais 5 bilhões na cessão onerosa

e tera, como operadora unica do pré-sal, mais 12 bilhoes do prospecto LIBRA, cuja licitação sera em 21 de outubro

putz haja grana para explorar tudo isso

Set 17, 2013 15:29
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
#oqueémelhorprapetro?
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
1 - ter que pagar com grana que não tem 4,5 bilhões de bônus de assinatura e + no mínimo 41% de óleo di grátis pro FUNDO SOCIAL pra explorar o LIBRA em 35 anos, ou

2 - explorar em 40 anos os 5 bilhões de barrís comprados na cessão onerosa praticamente pagos (adiantou 74 bilhoes em 2010) e ainda poder compensar os 8,85% a.a. a que tem direito pelo pagamento adiantado?

Com a palavra os especialistas em comparar quantidades.

Nov 03, 2013 20:26
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
hora de rediscutir o preço do barril. Graça Foster desafia D
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
Em carta enviada ao governo a presidente da Petro informa que já terminou a Programa de Exploração Obrigatório da área da Cessão Onerosa e exige do governo uma definição:

1 - passa a explorar a área da Cessão Onerosa dando prioridade aos interesses do Governo, ou

2 - dá prioridade aos interesses da empresa, consequentemente dos minoritários, e continua explorando a área do pré-sal a que tem direito por contrato antigo de concessão.


Os detalhes estão no endereço abaixo, vale a pena ler





http://economia.estadao.com.br/noticias ... 9184,0.htm


alguns trechos:


O Estado pergunta: Qual o objetivo da carta que a sra. enviou aos Ministérios das Minas e Energia e da Fazenda?

Graça: Essa carta faz parte de um script. Quando assinamos o contrato da cessão onerosa , em setembro de 2010, estava escrito que, antes de declarar a comercialidade dos campos – o que não tem data –, temos de informar ao governo: estamos prontos para conversar sobre o contrato.
A carta foi mandada no dia 10, com cópia para os dois ministérios.

Sugerimos a criação de um grupo de trabalho. Já estamos prontos para conversar. Temos os dados e estamos seguros sobre o que temos na cessão onerosa.




EStadão: Seria mais viável focar em um campo apenas?


O que é mais razoável, mais adequado, para uma empresa de petróleo não necessariamente é para a União.


Há que se olhar os dois lados e a palavra final é da União.

O petróleo é dela, pertence a ela.


AQUILO QUE É MAIS RAZOÁVEL PARA UMA EMPRESA DE PETRÓLEO NEM SEMPRE É O MAIS ADEQUADO PARA A UNIÃO......

Nov 04, 2013 19:30
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Agora a Cessão Onerosa tem concorrente. Sobrou pra Graça a d
mico
Registrado em:
Jun 15, 2008 21:10
 
 
O calvário da Graça não é mole não!

Além de estar no fogo cruzado entre a má Dilma e o péssimo Mantega, ainda enfrenta a maior sinuca-de-bico no PGN 2013/17.

Que o caixa da Petro está uma melda é público e notório, falta grana pra tudo.

Seu maior problema é ver definidas pelo governo as prioridades que deve respeitar na implementação do PGN.

Como vocês não sabem - e nem tem a obrigação de saber -, o governo fatiou o pré-sal em 3 grandes áreas, cujas característcas são as seguintes:

1a. área - pertence à Petrobrás, cujo direito de exploração foi obtido no antigo mas ainda vigente Regime de Concessão. Todo o petróleo extraído pertence à empresa.

2a. área - foi vendida à Petro através do Contrato de Cessão Onerosa para explorar até 5 bilhões de boes no prazo de 40 ANOS, cujo pagamento foi antecipado na época da IPO no valor de 74 bilhões de reais e está sujeito à revisão do valor do contrato segundo cotação do óleo no mercado internacional.

3a. área - cedida recentemente no Regime de Partilha, obriga a Petro a entregar à União 41,65% do óleo extraído.

Dadas as características de cada área, considerando-se vantagens e desvantagens operacionais e financeiras, é evidente que interessa à Petro dar prioridade na exploração da 1a. área, já que todo petroleo é seu e já tá pago.


Acontece, porém, que a Petro tem etapas e prazos a cumprir impostos pelo CCO - contrato de cessão onerosa, e uma das etapas mais importantes o PEO - programa de exploração obrigatório deveria ser executado até o fim deste ano.

Pois a Graça se desdobrou e cumpriu dentro do prazo o PEO, que consiste basicamente em confirmar a existência das reservar, quantificá-las, mapeá-las, fazer TLD, teste de longa duração e submeter tudo à apreciação da ANP para reconhecimento da COMERCIALIDADE da área.

Na carta recente que a Graça mandou pros ministérios competentes (in) ela comunica estar pronta para explorar a Cessão Onerosa, se o GOVERNO QUISER E DETERMINAR ESSA PRIORIDADE!!!


Claro que se dependesse dela, Graça, ela não teria feito isso, pois é muito melhor para a Petro explorar sua área de concessão e não a de cessão onerosa.

Por isso comentei em mensagem de ontem que a Graça desafiou Dilma, submetendo a CCO ao crivo da governanta...

A Petro não tem caixa para tocar essas 2 áreas simultaneamente e ainda por cima, para piorar a bagunça, tem agora que atender as pressões dos parceiros na exploração da LIBRA.

Tadinha da Graça, né não?

E tem mais uma agravante: como na LIBRA o governo tem 41,65% - cuja receita vai pro FUNDO SOCIAL, que por sua vez vai financiar projetos políticos-sociais de interesse do PT - é bem provável que a Dilmá inverta todas as prioridades e mande os minoritários pra punta del este ou do rio...


"A politica em 1º lugar e o PT antes dela!!!"

Tá mais do que dificiu prá Graça fazer o milagre de defender a Petro e proteger as quantidades de ações dos minoritáriozinhos.

Agora que vocês tem um cenário amplo do pré-sal ajudem a presidente da petro mandando e-mail pra Dilma ser menos malvada com a empresa.

até de repente

Nov 17, 2013 20:40
mico Forista VIP
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ANP (governo) insiste em dar chapéu na Petro
mico
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o contrato da cessão onerosa tem prazo de 40 ANOS
[color=#FF0000]o preço de us$ 8,51 por barril não é definitivo, está sujeito à revisão

chegou a hora de rever o contrato, a das Graças "notificou"o governo e a ANP de que tá na hora de sentar à mesa e discutir o assunto
a ANP errou feio nas estimativas das 5 áreas colocadas à disposição da Petro para extrair os 5 bilhões de barris
agora tá tentando recolher a *&%$#@ que jogou no ventilador lá atrás em 2010, quando impingiu o CCO à Petro

no final das contas uma conta já tem resultado certo: os minoritários vão se ferrar mais uma vez (quem manda acreditar no governo e na Petro...merecem)[/color]






Área de Franco supera previsão e afeta agenda Petrobras-União

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Por Cláudia Schüffner | Do Rio




Florival Carvalho, da ANP, diz que renegociação da cessão onerosa envolve decisão técnica, econômica e política.

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. (Colaborou Elisa Soares, do Rio)

Dez 25, 2013 11:55
mico Forista VIP
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O CCO será revisado. Isso é bom ou ruim prapetro?
mico
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Terminado o PEO - programa de exploração obrigatório, a Petro solicitou à ANP a Declaração de Comercialidade do Campo de FRANCO e, consequentemente, a Revisão do CCO - contrato de cessão onerosa, estimando para o segundo semestre de 2O16 o inicio da extração.

1 - Declarações de Comercialidade das áreas da Cessão Onerosa Franco e Sul de Tupi

Rio de Janeiro, 19 de dezembro de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras comunica que apresentou hoje à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Franco e Sul de Tupi, áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos.

Na proposta encaminhada à ANP, os nomes sugeridos para os novos campos foram Búzios e Sul de Lula para Franco e Sul de Tupi, respectivamente.


Franco – Campo de Búzios

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Franco, de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26º e 28 º API).

Durante a execução do Plano Exploratório Obrigatório de Franco, a Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área, perfurou 2 poços obrigatórios e 6 adicionais, com o objetivo de delimitar e caracterizar os reservatórios da jazida. Além disso, foi realizado um teste de formação estendido.

O campo de Búzios está localizado a aproximadamente 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro em profundidade d’água entre 1.600 e 2.100 metros.

O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja a entrada em operação de 5 sistemas de produção para o campo de Búzios até 2020, conforme abaixo:

Búzios 1 - 3º trimestre de 2016

Búzios 2 - 4º trimestre de 2016

Búzios 3 - 3º trimestre de 2017

Búzios 4 - 4º trimestre de 2017

Búzios 5 - 4º trimestre de 2019


Sul de Tupi – Campo de Sul de Lula

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Sul de Tupi, de 128 milhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (27º API).

A Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área e perfurou um poço, conforme previsto no Plano Exploratório Obrigatório.

O campo de Sul de Lula está localizado a aproximadamente 300 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’agua em torno de 2.200 metros.

A produção do campo de Sul de Lula será feita por meio do mesmo sistema de produção previsto para o módulo Extremo Sul do campo de Lula. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja o primeiro óleo desse sistema para o 1º trimestre de 2017.

COM AS DECLARAÇÕES DE COMERCIALIDADE DAS ÁREAS DE FRANCO E SUL DE TUPI, INICIA-SE O PROCESSO FORMAL DE REVISÃO DO CONTRATO DE CESSÃO ONEROSA, QUE SERÁ REALIZADA BLOCO A BLOCO, LEVANDO-SE EM CONSIDERAÇÃO AS PREMISSAS TÉCNICAS E ECONÔMICAS DE CADA ÁREA.

Dez 27, 2013 15:03
mico Forista VIP
Mensagens: 3526
Re: O CCO será revisado. Isso é bom ou ruim prapetro?
mico
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FRAJOLA, sabe por que a CCO é importante e merece tanta atenção:

1 - SIMPLESMENTE PORQUE OS 5 BILHÕES DE BARRIS EQUIVALEM A 7 ANOS DA PRODUÇÃO ATUAL DE 2 BILHOES DE BARRIS.

2 - PORQUE O PRAZO PARA EXTRAÇÃO É DE 40 ANOS

3 - PORQUE O PREÇO DE CUSTO FINAL DO BARRIL SERÁ O DA COTAÇÃO INTERNACIONAL À ÉPOCA DA EXTRAÇÃO.


Essas são algumas da razões causadoras da destruição da cotação da empresa.





FR4J0L4 escreveu:
mico escreveu:Terminado o PEO - programa de exploração obrigatório, a Petro solicitou à ANP a Declaração de Comercialidade do Campo de FRANCO e, consequentemente, a Revisão do CCO - contrato de cessão onerosa, estimando para o segundo semestre de 2O16 o inicio da extração.

1 - Declarações de Comercialidade das áreas da Cessão Onerosa Franco e Sul de Tupi

Rio de Janeiro, 19 de dezembro de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras comunica que apresentou hoje à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Franco e Sul de Tupi, áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos.

Na proposta encaminhada à ANP, os nomes sugeridos para os novos campos foram Búzios e Sul de Lula para Franco e Sul de Tupi, respectivamente.


Franco – Campo de Búzios

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Franco, de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26º e 28 º API).

Durante a execução do Plano Exploratório Obrigatório de Franco, a Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área, perfurou 2 poços obrigatórios e 6 adicionais, com o objetivo de delimitar e caracterizar os reservatórios da jazida. Além disso, foi realizado um teste de formação estendido.

O campo de Búzios está localizado a aproximadamente 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro em profundidade d’água entre 1.600 e 2.100 metros.

O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja a entrada em operação de 5 sistemas de produção para o campo de Búzios até 2020, conforme abaixo:

Búzios 1 - 3º trimestre de 2016

Búzios 2 - 4º trimestre de 2016

Búzios 3 - 3º trimestre de 2017

Búzios 4 - 4º trimestre de 2017

Búzios 5 - 4º trimestre de 2019


Sul de Tupi – Campo de Sul de Lula

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Sul de Tupi, de 128 milhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (27º API).

A Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área e perfurou um poço, conforme previsto no Plano Exploratório Obrigatório.

O campo de Sul de Lula está localizado a aproximadamente 300 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’agua em torno de 2.200 metros.

A produção do campo de Sul de Lula será feita por meio do mesmo sistema de produção previsto para o módulo Extremo Sul do campo de Lula. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja o primeiro óleo desse sistema para o 1º trimestre de 2017.

COM AS DECLARAÇÕES DE COMERCIALIDADE DAS ÁREAS DE FRANCO E SUL DE TUPI, INICIA-SE O PROCESSO FORMAL DE REVISÃO DO CONTRATO DE CESSÃO ONEROSA, QUE SERÁ REALIZADA BLOCO A BLOCO, LEVANDO-SE EM CONSIDERAÇÃO AS PREMISSAS TÉCNICAS E ECONÔMICAS DE CADA ÁREA.

viva a cco....vai virar modinha analistas, jornalistas, soltarem templates com cessão onerosa agora???
Imagemeis a questão!! Imagem


Governo admite necessidade de rever conteúdo local


Por Enfoque em quinta-feira, 19 de dezembro de 2013 - 08:07



O secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins, admitiu ontem (18) que o governo federal terá que rever "integralmente" os percentuais de exigência de índices de conteúdo local nos equipamentos para a exploração de petróleo e gás nos campos envolvidos na cessão onerosa (cedidos à Petrobras como forma de capitalizar a estatal) da área do pré-sal da Bacia de Santos.

A revisão está prevista em contrato para ocorrer no próximo ano, quando da assinatura definitiva do acordo a ser firmado a partir do momento em que a Petrobras declarar a comercialidade de todos os seis campos da cessão onerosa.

Martins lembrou que o contrato da cessão onerosa foi assinado em 2010, época em que a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural ainda não era tão intensa na região do pré-sal e não se conhecia, em profundidade, as especificidades que seriam exigidas para o desenvolvimento dos trabalhos na região.

"O contrato de cessão onerosa definiu em 2010 os pontos que estariam envolvidos no acordo, como volume de petróleo, percentual mínimo de conteúdo local. Como na época em que nós fechamos o contrato, o nível de atividade de exploração e produção na área do pré-sal era muito pequeno, nós não sabíamos das especificidades do fluído produzido de petróleo e gás e se essas especificidades demandariam produtos especiais ou não", declarou.

O secretário de Petróleo e Gás disse que o governo e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tinham, quando da assinatura do contrato, plena convicção de que com o início dos trabalhos esse percentual poderia ser mudado substancialmente.

A partir de sucessivos encontros com vários setores do mercado, o governo chegou à necessidade de mudanças. "É por isso que o contrato de sessão onerosa deverá ser integralmente revisto. E isto acontecerá porque o contrato foi assinado e o patamar de conteúdo local foi estabelecido em um momento em que não conhecíamos as necessidades e as especifidades do pré-sal", disse.

Ele esclareceu que a necessidade desta revisão não tem relação com o nível de demanda. "Até tem um pouco de demanda, sim, mas tem muito mais relação com as especificidades do pré-sal que nós então desconhecíamos e, por isso, não estavam contemplados nas rodadas convencionais".


(por Gabriel Codas)
Editado pela última vez por mico em Dez 27, 2013 15:17, em um total de 1 vez.

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