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A conselho de administração da Petrobras 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.
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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.
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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).
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