A produção de petróleo no mar representa hoje pouco mais de 10% do volume global no estado. (Foto: Junior Santos)

Petrobras poderá parar sete plataformas no RN

A Petrobras recebeu sinal verde da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para parar temporariamente a produção em sete plataformas no Rio Grande do Norte, mas os impactos da medida em empregos e royalties, por exemplo, não foram oficialmente divulgados. Nem a empresa nem a ANP também explicaram quais são os motivos da paralisação – autorizada por até um ano. Para analistas, esse passo pode sinalizar a intenção da estatal de passar adiante  parte dos campos que opera no mar, além dos terrestres que já pôs à venda. Há, porém, uma segunda hipótese considerada.

“Ou a produção vai parar porque o preço (do petróleo) está baixo e quando  melhorar a empresa vai voltar a produzir ou a empresa pretende fazer um farm-out, que é a cessão parcial ou total da concessão”, diz Jean-Paul Prates, presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN) e membro do Conselho Fiscal do Sindicato das Empresas do Setor de Petróleo, Gás e Combustíveis do RN (Sipetro/RN). “Nos Estados Unidos, quando o petróleo baixa muito, o órgão regulador diz que pode parar porque se o campo é antigo e (a agência)  tiver que pegar de volta para relicitar não valerá nada. Então a empresa pode parar e quando o petróleo melhorar de preço volta a produzir. Mas é uma coisa muito rara. É um tipo de autorização atípica”, acrescenta ele.

A suspensão dessas atividades havia sido revelada pela Agência Estado nesta semana e publicada na TRIBUNA DO NORTE, mas só ontem a ANP confirmou quais são as áreas envolvidas. Ao todo são 16 plataformas e não 25 como a Agência de notícias havia informado. Do total previsto, sete estão no mar do Rio Grande do Norte, distribuídas entre cinco campos de produção (Agulha, Arabaiana, Ubarana, Oeste de Ubarana e Pescada (Dentão). As demais estão no Ceará e em Sergipe.

Na mesma resolução em que autoriza a suspensão dessas atividades, a ANP permite a interrupção temporária de 14 campos. São 13 em terra – em Sergipe, Bahia e Espírito Santo – e um no mar, o campo de Agulha, no RN, que foi descoberto e começou a produzir nos anos 70.

Segundo o presidente do Sipetro, Fernando Lucena, os campos marítimos com sinal verde para parar produzem hoje “abaixo da linha comercial”. O impacto da paralisação, portanto, não seria expressivo.

Procurada ontem, a Petrobras não respondeu a questionamentos da TRIBUNA, que incluíam desde a motivação para interromper a produção e impactos como possíveis demissões e queda na produção.  A ANP, por sua vez, disse que apenas a estatal poderia comentar sobre isso  e explicar o motivo da interrupção.

Reportagem na Agência Brasil apontando a agência reguladora como fonte afirma, porém, que a autorização para paralisação foi motivada pela “recente e brusca” mudança da conjuntura externa à companhia, como a queda do preço do petróleo, a desvalorização significativa do real frente ao dólar, a perda de grau de investimento do Brasil e problemas enfrentados com fornecedores nacionais. A ANP determina que, findo o prazo de interrupção da produção, caso não tenha sucesso um possível processo de Cessão de Direitos das áreas, no dia útil seguinte deverá ser retomada a produção de cada campo, e apresentados os respectivos programas discriminando a curva de produção e atividades e investimentos previstos. Não sendo viabilizada a Cessão ou constatada a inviabilidade econômica, deverá o concessionário iniciar o processo de terminação dos Contratos.

Paralisação vai afetar royalties

A paralisação da produção em parte das plataformas marítimas no Rio Grande do Norte deve afetar o pagamento de royalties, mas em que medida isso ocorrerá ainda é uma incógnita. “Mas essas são as dores do processo. Não tem jeito”, diz Jean-Paul Prates, do Sipetro RN.

Caso a intenção da Petrobras seja repassar essas áreas a novos concessionários, a suspensão temporária seria um jeito mais rápido e menos oneroso de fazer isso, segundo ele, porque a estatal não precisaria “fechar” os poços. Os repassaria da maneira que estão, economizando tempo e recursos de possíveis novos investidores para reativá-los.

“Ou a empresa faz isso (para de produzir temporariamente) ou fica produzindo até o final antieconomicamente e algum dia diz ‘vou fechar tudo e devolver à ANP. Aí vai levar dois, três anos, em vez de levar um para recuperar a produção, porque o novo concessionário teria que furar de novo, colocar a plataforma e etc”, acrescenta ele. Possíveis perdas de royalties, na avaliação dele, seriam inevitáveis, mas não seriam também tão impactantes. A mesma avaliação é feita pelo presidente do Sipetro, Fernando Lucena.

Municípios
Atualmente, dois municípios potiguares recebem royalties da exploração de petróleo e gás no mar: Areia Branca e Guamaré. A informação é do Sindicato dos Petroleiros no Rio Grande do Norte (Sindipetro/RN). Juntos, eles já receberam pouco mais de R$ 10,5 milhões em royalties neste ano.

Guamaré, por exemplo, recebe os fluídos produzidos nos campos de Arabaiana e Pescada por meio de dutos, dois dos campos que terão plataformas desativadas temporariamente. Os campos marítimos são minoria no Rio Grande do Norte. Enquanto em terra existem 83 campos segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás natural e Biocombustíveis (ANP), há apenas dez campos no mar. Os números consideram o total de campos no estado e não apenas os da Petrobras, que é a maior operadora.

Na mais recente planilha da agência  sobre o repasse de roayalties, há apenas informações sobre dois dos que terão a produção paralisada: Agulha e Ubarana. Somados, eles repassaram  R$ 859.052 aos municípios no mês passado. Isso representa 47% do total de royalties que as cidades de Areia Branca e Guamaré receberam em junho. Os royalties nos dois municípios chegam a R$ 1.833.388, somados.

Se comparados com outros campos marítimos pelo Brasil, esses dois tem produção baixa. O início da produção deles se deu há quarenta anos: Ubarana em 1976 e Agulha em 1979. A exploração do campo Lula, localizado na bacia de Santos, chegou a gerar em junho o pagamento de R$ 122,8 milhões em royalties. Descoberto em 2006, Lula é o maior produtor em mar.

Os royalties são calculados a partir de três variáveis: a produção mensal de petróleo e gás natural produzidos pelo campo; o preço de referência do petróleo/gás no mês; e a alíquota do campo, que pode variar de 5% a 10%. Há mudança no valor dos royalties quando há alteração em algum desses fatores. Trata-se de uma compensação em dinheiro para os municípios em troca da exploração econômica desses recursos naturais. Em alguns campos no Rio Grande do Norte, a estatal brasileira não paga essa conta sozinha. Dos dez campos marítimos, as concessões de exploração são compartilhadas em três deles: Arabaina, Dentão e Pescada. Nos três, a Petrobras tem 65% dos direitos e a OP Pescada Óleo e Gás Ltda fica com os outros 35%.

Fonte: Renata Moura, Cledivânia Pereira e Marcelo Lima | Tribuna do Norte

 

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