11ª Rodada: Sucesso da 11ª rodada comprova apetite do setor por mais áreas

Petróleo & Energia, Magda Chambriard com o ministro Edison Lobão (dir.): leilão durou apenas dez horas
Magda Chambriard com o ministro Edison Lobão (dir.): leilão durou apenas dez horas

Consumiu menos de dez horas, do dia 14 de maio, o 11º leilão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que ofertou 289 blocos exploratórios distribuídos em 23 setores, abrangendo onze bacias sedimentares brasileiras. O curto espaço de tempo foi suficiente para a agência arrematar R$ 2,82 bilhões em bônus de assinatura, recorde favorecido pelo dólar mais caro e pelo compromisso de 30 companhias, entre operadoras e parceiras de consórcios, de investir pelo menos R$ 6,9 bilhões nos programas exploratórios mínimos (PEM).

Previsto para durar dois dias, o leilão foi realizado praticamente de ‘um tiro só’ (a decisão de ir até o fim em jornada única foi tomada pela organização diante da celeridade dos trabalhos), refletindo o longo jejum de quase cinco anos desde o último certame de ativos exploratórios em bacias brasileiras. Nesse intervalo, as empresas não puderam renovar seu portfólio de forma substancial, uma vez que foram poucos os farm in e farm out realizados no período, pois quem tinha blocos sob concessão não queria se arriscar a ficar sem ativos locais.

Ainda que não contemplasse bacias de potencial mais do que reconhecido, como Campos e Santos, a rodada atraiu um número recorde de empresas que se qualificaram para o certame – 64 foram habilitadas, das quais quatro como não operadoras –, ainda que apenas 39 tenham feito lances efetivos, entre as quais 28 operadoras. Quase todas saíram com um ativo, pois apenas nove das ofertantes não venceram disputas – menos da metade dos blocos (142) recebeu lances e foi arrematada, 87 em terra e 55 no mar. Juntos, eles somam mais de 100 mil km2, dois terços da área total ofertada, dos quais quase 65 mil km2 em terra e mais de 35 mil km2 no mar (a maior área ofertada desde a sexta rodada, em 2004).

Petróleo & Energia, ANP impõe prazos para exploraçãoO leilão de um dia só confirmou também existir uma percepção no mercado internacional e local de que o potencial do país para petróleo e gás natural vai muito além das atuais fronteiras exploratórias.  “Até hoje as licitações abrangeram áreas de exploração de óleo e gás na Região Sudeste, principalmente no Rio de Janeiro. Com essa rodada, queremos descentralizar os investimentos: as áreas licitadas estão em onze estados brasileiros e nove deles são do Nordeste”, destacou Magda Chambriard, diretora-geral da ANP.

Foram leiloados blocos em bacias do Norte e Nordeste brasileiro – Barreirinhas, Ceará, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Re­côn­cavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul – além do Espírito Santo, um dos mais antigos produtores do Sudeste. “Chegou a vez do Norte e Nordeste. As oportunidades exploratórias são boas, de porte internacional”, acrescentou Magda, lembrando que o objetivo do leilão é ampliar a produção de petróleo, a oferta de emprego e a renda no país. Esta última, por meio de contratos de fornecimento de bens e serviços dentro das exigências de 62,32% de conteúdo local médio para a fase de exploração e de 75,96% para a etapa de desenvolvimento da produção.

A ANP deve receber os R$ 2,8 bilhões de bônus de assinatura até 6 de agosto, mês do 15º aniversário da agência, quando serão assinados os contratos de concessão. Das 30 vencedoras, 12 são nacionais e 18 estrangeiras: Austrália (1), Bermudas (1), Canadá (4), Colômbia (2), Espanha (1), Estados Unidos (2), França (2), Guernsey (1), Noruega (1), Portugal (1) e Reino Unido (3).

Mais risco, mais recursos – O volume total em bônus de assinatura superou em mais de R$ 700 mil o recorde anterior, de R$ 2,10 bilhões, obtido na nona rodada, em 2007. Mas não é tão representativo quanto o montante do PEM desta licitação: quase R$ 6,9 bilhões (US$ 3,435 bilhões). Não há registro de tal volume financeiro comprometido em leilões anteriores, nos programas exploratórios de áreas arrematadas. O maior de todos foi na sexta rodada, em 2004, quando o PEM somou pouco acima de R$ 2 bilhões (US$ 683 milhões, na época).

O melhor indicador de quanto será mais caro e trabalhoso explorar estas novas fronteiras é o PEM expresso em unidades de trabalho (UT), que corresponde ao conjunto de atividades exploratórias compromissadas na oferta pelo concessionário e que deve ser integralmente cumprido no primeiro período exploratório (que varia de três a cinco anos, dependendo da área).

O PEM dessa rodada somou acima de 400 mil UTs – mais que o dobro do comprometido em 2007, na quinta rodada. E quem vai demandar mais e mais contratações não é a Petrobras, que pagou sozinha o maior volume de bônus pela totalidade ou participação em 34 blocos – R$ 537,9 milhões – e o maior PEM total, de R$ 1.328.442.800,00, mas que totaliza apenas 46,2 mil UTs. Será a Petra Energia (e parceiros), que dispendeu R$ 111,5 milhões em bônus de assinatura de 28 blocos e R$ 745 milhões em PEM (o terceiro maior de todas as empresas). Esse volume de recursos comprometidos pela brasileira Petra em programa exploratório mínimo, quando expresso em unidades de trabalho, dá a dimensão exata de seu desafio: 185,4 mil UTs. Mais do que o quádruplo assumido pela Petrobras.

Outra brasileira, a OGX, arrematou 13 blocos por R$ 376 milhões (terceiro maior volume de bônus). Tem quase R$ 700 milhões comprometidos em PEM; e precisará realizar o terceiro maior conjunto de atividades exploratórias nos próximos cinco anos nos ativos adquiridos nesta rodada: 25.753 UTs.

Situação muito diferente da francesa Total, que estreou depois de um longo período e desembolsou quase R$ 372 milhões por dez blocos, o quarto maior volume em bônus de assinatura, com um PEM próximo a R$ 799 milhões (perdeu apenas para a Petrobras). Em unidades de trabalho, o programa exploratório mínimo da francesa soma pouco mais de 7.460 UTs. O grande volume financeiro comprometido pela Total é explicado pelos desafios exploratórios dos dez blocos offshore que arrematou em águas profundas, em parceria com as britânicas BP EOC e BG, a norueguesa Statoil, e as brasileiras Petrobras, OGX e Queiroz Galvão.

Petróleo & Energia, Os vencedores da 11ª rodadaEstrangeiras a postos – A aposta das grandes petroleiras no Brasil foi sendo confirmada a cada setor colocado em licitação. A BG, parceira da Petrobras nos principais blocos do pré-sal, reafirmou seu interesse mais além dessa grande fronteira, ao desembolsar o segundo maior volume em bônus de assinatura: R$ 415,5 milhões, em dez blocos, dando lances sozinha ou associada a parceiras como a Petrobras e a Petrogal.

Em abril, a companhia inglesa já havia sinalizado essa posição, ao entregar à BG Brasil o comando das atividades na área de óleo e gás do BG Group na América do Sul, onde, além de sua participação em quatro blocos no pré-sal, tem mais seis licenças de exploração de gás na Bolívia, incluindo os campos de gás condensado Margarita e Itaú, e outras três licenças em blocos offshore no Uruguai. A subsidiária brasileira, que respondeu por 4% da produção do BG Group em 2012, deve chegar a um terço do total do grupo em 2020, quando se estima que a sua produção alcance cerca de 600 mil boed no Brasil.

Outra inglesa, a BP Exploration Operating Company Limited, mostrou que tem sede de prospectar óleo e gás em mar e terra firme no país. Ela desembolsou R$ 261 milhões de bônus de assinatura (o quinto maior bônus) por oito blocos, firmando um compromisso de R$ 626,8 milhões em PEM. A atuação da holding internacional de óleo e gás é bem distinta de sua subsidiária local, a BP Brasil, que se desfez de seu único ativo produtor (o campo de Polvo, na Bacia de Campos). Como se a britânica estivesse sinalizando que, em se tratando de novas fronteiras, ela prefere comandar suas operações do quartel-general.

A norueguesa Statoil, que vem ampliando sua participação na produção no Brasil, vai pagar R$ 195 milhões em bônus de assinatura de seis blocos e R$ 508,5 milhões de programa exploratório (o sexto maior volume em PEM deste leilão, acordado por uma companhia). Esses investimentos visam assegurar à empresa – com vasta experiência em águas profundas e ultraprofundas, assim como em novas fronteiras, no Ártico – as condições necessárias para se posicionar entre as grandes produtoras no país, em pé de igualdade com as concorrentes detentoras de mais ativos em fase de desenvolvimento (e em parceria com a Petrobras, como é o caso da BG).

As tímidas participações da ExxonMobil, que pagou modestos R$ 64 milhões por dois blocos e prevê gastos de pouco mais de R$ 80 milhões em PEM, e também da Chevron, que arrematou apenas um bloco, pelo qual pagou R$ 31,4 milhões em bônus e R$ 60 milhões em PEM, parecem refletir a crise econômica que ainda persiste nos Estados Unidos.

Tanto assim que outras norte-americanas, como ConocoPhillips e Hess, acabaram por ficar na sombra neste pleito. O mesmo ocorreu com a anglo-holandesa Shell e as chinesas Sinochem e CNOO (sendo que esta última desistiu depois de qualificada), entre outras.

Petróleo & Energia, Comparativo de participação das empresas nas 11 rodadasGrandes e pequenas brasileiras – Vendido! Era quase possível ouvir o grito imaginário de um leiloeiro após cada lance, principalmente na metade final do leilão, que começou com blocos em uma das áreas de novas fronteiras, na qual já há descobertas expressivas de gás natural: a bacia do Parnaíba. Um total de 17 grupos nacionais e 47 estrangeiros, totalizando 64 empresas, pagou a taxa de participação, que somou R$ 33.367.000,00. Destes participantes, 39 empresas fizeram ofertas, sendo 12 brasileiras e 27 estrangeiras; 30 arremataram blocos: as 12 brasileiras e 18 estrangeiras. As brasileiras levaram todos os que disputaram.

O leilão começou com uma disputa acirrada por blocos nessa região – onde desenvolvem atividades a OGX, a Petrobras, a BP, e a PetraEnergia -, que teve arrematados todos os 20 blocos ofertados. Além daquelas atuantes na área, firmaram o pé na bacia de Parnaíba a Petrogal (associada à Petrobras), com quatro blocos, a Ouro Preto (comandada pela ex-Petrobras e ex-OGX Rodolfo Landim), que arrematou dois blocos, e a Sabre com um bloco.

Daí em diante ficou claro que as brasileiras, de diferentes tamanhos, iriam marcar posição de acordo com a disponibilidade de recursos (muitas delas dando o lance mínimo). A começar pela OGX, braço de E&P do grupo do empresário Eike Batista, que muitos julgavam sem caixa para disputar áreas. Ela só perde em número de blocos para a pernambucana Petra Energia (que é sua parceira em ativos da Parnaíba). Mas adquiriu ativos precisos, que refletem sua aposta offshore: sete blocos exploratórios em águas profundas e dois em águas rasas da Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres na Bacia do Parnaíba, onde foi a primeira a descobrir grandes volumes comerciais de gás, já em fase de produção.

Nessa mesma Margem Equa­torial, ao longo da costa do Ma­ranhão e parte do litoral do Piauí, posicionou-se a Ouro Preto, que arrematou um bloco, pagando R$ 777,5 mil de bônus de assinatura. No total, a estreante Ouro Preto pagou R$ 14,8 milhões por três blocos, além de se comprometer em investir R$ 52,8 milhões no programa exploratório mínimo.

Outra brasileira que vem galgando posições de forma discreta é a Queiroz Galvão, terceira maior concessionária a produzir óleo e gás no país, perdendo apenas para a Petrobras e para a BG. Ela desembolsou R$ 95 milhões por oito blocos, além de confirmar mais R$ 208 milhões em programas exploratórios.

A aposta em águas profundas foi confirmada pelos lances dados pela empresa, que disputou e levou, em parceria com a Petrobras, blocos em águas profundas na Bacia do Espírito Santo; e, com a Pacific Brasil, obteve a concessão de dois blocos em águas profundas na Bacia Pará-Maranhão, onde será a operadora A, pela primeira vez.

Neste leilão, a brasileira que mais produz óleo no país mostrou que é reconhecida pelas grandes companhias: além da Petrobras e da Pacific Brasil, ela participa de diversos ativos em parceria com Total, Premier Oil e Statoil, além das brasileiras Petra Energia e OGX.

Findo o primeiro leilão, todas começam a contabilizar recursos para os novos leilões, do segundo semestre, quando a disputa será mais acirrada, e os riscos, também.

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