A Petrobas tem até 31 de janeiro de 2019 para comunicar à Agência Nacional do Petróleo (ANP) a venda dos campos de Piranema Sul e Dorado, no offshore da Bacia de Sergipe-Alagoas, e Maromba, na Bacia de Campos, ou perderá as concessões pela falta de produção. A agência começou a colocar em prática a resolução nº 2 do CNPE assinada pelo então ministro Eduardo Braga, senador pelo MDB do Amazonas, parte de uma tentativa do governo da ex-presidente Dilma Rousseff de destravar investimentos no setor de petróleo.
As áreas ganharam prazo extra da agência pois fazem parte do plano de desinvestimentos da estatal. O campo de Maromba, parceria da Petrobras com a Chevron, e Dourado, em águas rasas na Bacia de Sergipe, estão em desinvestimento desde julho de 2017. Piranema Sul, projeto 100% Petrobras, está à venda de março deste ano.
Menos sorte tiveram os campos de Lagoa Branca, Barra do Ipiranga, Rio Barra Seca, Rio Itaúnas Leste, Rio São Mateus Oeste, Mariricu Oeste, Jacupemba e Nativo Oeste. A ANP determinou recisão do contrato dos campos e a apresentação, em 180 dias, dos planos de desativação das unidades. Os campos não voltaram a produzir no prazo estipulado pelo CNPE. Na época, ficou decidido que as empresas teriam 12 meses para retomar a produção ou perderiam a concessão de campos inativos por seis meses ou mais. Contudo, esses prazos têm sido protelados por meio de recursos da Petrobras.
Por que isso é importante
A venda dos campos inativos da Petrobras, sobretudo as áreas onshore que não fazem sentido para uma petroleira do tamanho da Petrobras, pode abrir uma importante porta para o desenvolvimento da indústria independente no país. Ativos de produção que nas mãos da Petrobras são economicamente inviáveis podem se tornar geradores de emprego, renda e impostos com empresas menores e mais enxutas.
No offshore, áreas como o campo de Dourado, em águas rasas e com produção pequena e declinante, pode fazer sentido nas mãos de uma empresa independente. Nesse projeto, contudo, é preciso precificar o risco do licenciamento ambiental para projetos em águas rasa no país, sobretudo fora das regiões de Campos e Santos.
A outra Petrobras
Maior produtora do país e operadora dos grandes campos do pré-sal, a Petrobras carrega também um estoque de projetos em diferentes níveis de inatividade: campos que não produzem mais, ativos de exploração que pararam de receber investimentos e até descobertas cujo desenvolvimento saiu do plano de negócios, atualizado anualmente.
Considerando o período abrangido pela resolução do CNPE, isto é, seis meses antes da sua publicação em diante, há 47 campos que não produziram por seis meses ou mais de forma contínua ou intermitente.
Reduzindo o escopo para o enquadramento original, de inatividade por 12 meses ou mais, há 24 ativos. Esses campos estão com produção interrompida estão nas bacias marítimas de Campos, Espírito Santo e Sergipe. Os ativos em terra, estão nas bacias do Espírito Santo, Recôncavo, Potiguar, Sergipe, Tucano Sul e Solimões.
O levantamento levou em conta dados disponíveis em junho (mais recentes) e exclui campos em desenvolvimento, como ativos no pré–sal de Santos, e campos já com processo de devolução iniciado antes da decisão da ANP, de retomar os campos.
