RIO - O governo vai oferecer ao mercado em leilões que pretende realizar anualmente a partir de 2018 campos de óleo e gás da Petrobrás. Desde que o preço do petróleo despencou e a Operação Lava Jato contribuiu para enfraquecer o caixa da empresa, o número de campos devolvidos pela estatal à União quintuplicou.
Ao todo, 21 áreas, com descobertas de petróleo e gás declaradas, estarão liberadas a outras petroleiras. Parte delas está localizada nas três bacias produtoras mais nobres – Campos, Santos e Espírito Santo.
O Ministério de Minas e Energia (MME) vai avaliar cada uma dessas áreas para definir políticas de atração de novos investidores, segundo o secretário de Petróleo, Gás e Biocombustíveis do ministério, Márcio Felix.
Alguns blocos podem valer mais por já terem passado pela fase de exploração, na qual está concentrado o risco de negócio. Mas há também no grupo de ativos campos que deram retorno menor que o previsto. Neste caso, é possível que o governo ofereça facilidades que ainda serão definidas.
Atividade baixa. Ao menos dez campos estão nessa condição – Itaparica, Camaçari, Capicú, Baúna Sul, Salema Branca, Nordeste Namorado, Rio Preto, Piracucá, Catuá e Mangangá. A Petrobrás informou que as atividades nesses campos “já estavam interrompidas quando informou a ANP sobre a devolução” e que ainda aguarda posição da agência sobre o rompimento dos contratos de concessão. As análises duram mais de um ano. Mas a agência diz que esse é o prazo para esse tipo de avaliação e que não há impasse em torno dessas devoluções.
Antecipando-se à ANP, a Petrobrás registrou a baixa contábil dessas áreas em sua demonstração financeira de 2015. A devolução de campos e de outros projetos de produção de petróleo e gás custou US$ 285 milhões no ano.
“A Petrobrás realiza a devolução de campos à ANP quando estudos comprovam não haver viabilidade técnico-econômica para o desenvolvimento da produção ou de acordo com sua gestão de portfólio”, informou a empresa ao Broadcast, sistema de informação em tempo real do grupo Estado.
Ex-diretor da ANP, o consultor John Forman avalia que existem muitos campos onde a produção da Petrobrás era pequena e os custos elevados. “Tem muito campo que foi mantido por muito tempo, mas que na realidade não deveria ter sido explorado”, afirmou.
Para Edmar Almeida, professor do Grupo de Economia da Energia (GEE) da UFRJ, “outras empresas podem ter perfil mais apropriado para esse tipo de projeto”. Ele avalia que os custos de uma empresa de menor porte são mais baixos. Esse seria o caso, por exemplo, do campo de Piracucá, localizado em águas rasas da Bacia de Santos, com reservas estimadas em 200 milhões de barris de óleo equivalente (boe), sobretudo de gás e óleo condensado leve.
