Petróleo e Energia

Instabilidades no Oriente Médio tornam o pré-sal brasileiro mais atraente

Marcelo Fairbanks
8 de dezembro de 2019
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    Petróleo & Energia, P-68 deixa o estaleiro EJA a caminho de Berbigão e Sururu

    P-68 deixa o estaleiro EJA a caminho de Berbigão e Sururu

    Instabilidades no Oriente Médio tornam o produtivo pré-sal brasileiro ainda mais atraente

    A instabilidade política do Oriente Médio é a melhor propaganda para atrair investidores para o setor de petróleo e gás natural no Brasil. O ataque realizado por drones e mísseis contra instalações da Saudi Aramco, em setembro, paralisou a produção de 5,7 milhões de barris de óleo por dia e o volume gigantesco de gás associado (não divulgado).

    Embora a petroleira saudita tenha obtido sucesso em reativar os sítios atacados em tempo recorde e anunciado aumento da produção de 9,6 milhões para 11 milhões de barris por dia, ainda em 2019, com meta de 12 milhões de bpd em 2020, o mercado mundial entrou em pânico em 16 de setembro. O barril do tipo Brent bateu a marca dos US$ 70, depois de ter ficado muitos meses na faixa entre US$ 60 a 63/bbl. Os demais tipos também foram majorados. Depois de 25 de setembro, essas cotações começaram a recuar e, dada a magnitude da produção adicional anunciada pelos sauditas, poderão se acomodar em patamar até inferior aos US$ 60/bbl. Contribuirão para isso dois outros fatores: o crescimento da produção interna dos Estados Unidos e a retração da atividade econômica da China, o maior importador mundial de hidrocarbonetos.

    Nesse cenário, o governo brasileiro pretende manter o cronograma de leilões de campos de produção, incluindo áreas maduras, concessões e campos em regime de partilha. Estes, situados na região do Pré-Sal, a mais atraente e promissora, poderão engordar em mais de R$ 100 bilhões os cofres dos entes federados (União Estados e Municípios), apenas em bônus de assinatura. Isso depende de uma difícil articulação na Câmara Federal e no Senado para que a divisão do montante seja feita mediante critérios justos.

    O filé mignon dos leilões é representado pelas áreas dos excedentes da cessão onerosa, cujo processo de licitação está em andamento, com 14 petroleiras habilitadas. A data da audiência pública estava prevista para 28 de outubro, mas foi adiada para 6 de novembro, pelo menos até que sobrevenha alguma decisão judicial em contrário.

    O caso dessas áreas é peculiar. Por lei que foi revogada apenas em junho de 2019, a região do Pré-Sal só podia ser explorada pela Petrobras ou por consórcios nos quais a estatal tivesse pelo menos 30% de participação. Em 2010, no bojo de um curioso plano de capitalização da estatal, surgiu a modalidade de cessão onerosa, pela qual a companhia pagou antecipadamente R$ 74,8 bilhões por 5 bilhões de barris a retirar de alguns campos do Pré-Sal da Bacia de Santos. Como ainda não havia sido declarada a comercialidade das reservas, ou seja, não se conhecia o volume total recuperável, e o valor do barril poderia sofrer (como sofreu) alterações, estabeleceu-se que o contrato seria revisto ao longo da exploração.

    Em 2019, depois de muitas idas e vindas, com melhor entendimento das reservas, a União concordou em devolver à Petrobras US$ 9 bilhões pela variação a menor do óleo já pago. Ao mesmo tempo, verificou-se que a região conta com reservas ainda maiores, com um excedente estimado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) entre 6 bilhões e 15 bilhões de barris. É esse excedente, identificado nas áreas de Atapu, Búzios, Itapu e Sépia, que será leiloado para exploração em regime de partilha. Os respectivos bônus de assinatura foram estimados em R$ 13,7 bilhões, R$ 68,1 bilhões, R$ 1,7 bilhão e R$ 22,8 bilhões. Cabe ressaltar que a Petrobras deverá ser indenizada pelos investimentos já realizados nesses campos. Além disso, a estatal exerceu direito de preferência e deverá ser operadora, com 30% de participação, nos campos de Búzios e Itapu.

    Outro certame importante, este agendado para 7 de novembro, é a 6ª Rodada de Partilha de Produção do Pré-Sal, abrangendo os blocos de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Sudoeste de Sagitário, todos na Bacia de Santos, e Norte de Brava (Bacia de Campos). Essa rodada foi autorizada pelo então presidente Michel Temer, em 2018. A previsão é de arrecadar entre R$ 500 milhões e R$ 5 bilhões em bônus de assinatura, acrescidos por percentual de produção excedente em óleo, estimado entre 22,87% e 36,98%. A Petrobras exerceu direito de preferência e será operadora dos campos de Aram, Sudoeste de Sagitário e Norte de Brava, dos quais manterá 30% de participação.

    Também está no cronograma oficial a realização da 16ª Rodada de Licitações de Blocos, com data marcada para 10 de outubro, abrangendo 36 blocos, em sete setores de cinco bacias sedimentares – Pernambuco-Paraíba, Jacuípe, Camamu-Almada, Campos e Santos. Doze petroleiras foram habilitadas a participar do certame.

    Em setembro, a ANP concluiu o 1º Ciclo de Oferta Permanente, sistema pelo qual transfere, mediante concessão, blocos exploratórios com licitação anterior deserta ou blocos devolvidos à agência, bem como áreas de acumulações marginais. Nesse caso, os procedimentos são mais ágeis. Em 10 de setembro, foram arrematados 33 blocos na bacia marítima de Sergipe-Alagoas e nas bacias terrestres de Parnaíba, Potiguar e Recôncavo, obtendo mais de R$ 15 milhões em bônus de inscrição. Esses blocos têm previsão de investimento de R$ 309 milhões na fase exploratória. Além disso, 12 áreas com acumulações marginais nas bacias terrestres Potiguar, Sergipe-Alagoas, Recôncavo e Espírito Santo também foram arrematadas, com bônus total arrecadado de R$ 6,9 milhões e previsão de investimento mínimo de R$ 10,5 milhões. Estavam disponíveis 600 blocos e 14 áreas marginais.



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