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

 

Empresas são contra a desativação de sondas da Petrobras no RN

Após o anúncio de desativação das cinco sondas de perfuração terrestre de poços no estado feito pela Petrobras na semana passada, o sindicato que representa as empresas que atuam na no mercado petrolífero pediu uma articulação para evitar a medida.
O Sindicato das Empresas de Perfuração, Extração e Refino de Petróleo do RN (Sipetro/RN, ex-sindeperp/RN) emitiu nota propondo a mobilização de trabalhadores, empreendedores, Petrobras e Governo Federal para instalar um processo de discussão conjunta sobre possíveis alternativas à completa paralisação das sondas.
“O momento é difícil para indústria do petróleo não só no Brasil como em todo o mundo. Mas isso é cíclico e é preciso tomar cuidado para não se tomar decisões que depois custem muito mais para reverter do que o que irão economizar no curto prazo”, alerta Fernando Antônio Lucena Soares, presidente do Sipetro.
Uma matéria publicada no dia 23 de fevereiro, no jornal Valor Econômico, destacou que a estatal petrolífera planeja desativar até setembro as sondas de perfuração na atividade de exploração nos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará. O desligamento, segundo o Valor, está previsto no corte de US$ 32 bilhões no plano de negócios 2015-2019 da estatal, que é de US$ 98,4 bilhões.
Na nota enviada à imprensa, o Sipetro propõe o debate sobre alternativas como a realocação de recursos de outras atividades, a instalação de um sistema cooperativo de participação dos trabalhadores na operação de ativos marginalmente econômicos e a instauração de um marco legal e regulatório específico para as atividades em campos em declínio do seu perfil de produção.
“Uma coisa é suspender ou adiar atividades e investimentos. Outra é cortá-los definitivamente. Se este for o caso, não pode ser feito assim, sem qualquer transição”, defende Soares.
Com isso, o Sindicato pretende evitar a desativação dos equipamentos, que considera preocupante e de “alta relevância”. O Sipetro alerta que a medida da Petrobras vai gerar “enorme repercussão” na economia local das regiões em que estão instaladas as sondas.
A intenção da representação sindical é, segundo a nota, encontrar uma solução intermediária para a necessidade de corte e gastos, adequada aos tempos atuais de crise, mas, ao mesmo tempo, que preserve empregos, renda local e a “relevante presença” da Petrobras e de toda a cadeia produtiva adjacente no Rio Grande do Norte e demais regiões afetadas.
Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), também se pronunciou a respeito a medida anunciada pela Petrobras. Para Prates, também existem alternativas à desativação das sondas.
Jean-Paul Prates, Diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cern) sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Fonte: Novo Jornal)
Jean-Paul Prates fala sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Foto: Novo Jornal)
“Há soluções possíveis, partindo da redução de royalties e através da operação de cooperativas e pequenas empresas formadas por ex-funcionários e mesmo trabalhadores na ativa, que podem prolongar a duração destas atividades e captar investidores específicos para elas, contando ainda com o suporte e orientação da Petrobras na maioria dos casos”, argumenta.
A Petrobras no RN tem duas atividades principais, a exploratória e a produção de petróleo. De acordo com José Araújo, presidente do Sindicato dos Petroleiros do RN (Sindipetro), o gerente de Construção de Poços Terrestres (CPT) disse que a empresa vai parar de construir poços em todo o país com terceirizadas e somente vai construir com sondas próprias.
Hoje, a Petrobras produz 65 mil barris de petróleo por dia no Rio Grande do Norte, retirados de 4 mil poços em atividade. Apesar de ser apenas 2% da produção nacional, é uma área vital para o desenvolvimento do estado.
“Não interessa a ninguém a saída por completo da Petrobras das atividades em terra. É importante que ela, juntamente com o Governo Federal no comando, chegue a um consenso sobre como pretende manter sua atuação nestas áreas. Vender os campos pode não ser uma alternativa única”, reforça Jean-Paul Prates.
Em entrevista concedida ao NOVO para matéria publicada no dia 24 de fevereiro, José Araújo disse que há um receio de que a Petrobras venha a para a atividade de produção no estado.
José Araújo ressaltou que a Petrobras projetou para a Unidade do Rio Grande do Norte e o Ceará, perfurar mil poços de 2015 a 2017. Ano passado foram perfurados 354 e para este ano, estão previstos 150 poços de produção através de terceirizadas que encerraram os contratos. Para 2016, a atividade exploratória será feita apenas com sondas da própria empresa que vão operar até setembro deste ano.
O sindicalista explicou que havia 30 sondas de produção até 2010 e hoje são apenas cinco. Dessas, três estão no Rio Grande do Norte, uma está na Bahia e outra no Amazonas. Porém, de acordo com a medida de redução de custas, serão todas desativadas.
No caso das sondas terceirizadas há um prejuízo, também, para o mercado de trabalho, ponderou o sindicalista. Uma sonda, disse, gera 200 empregos diretos e entre 500 e 700 indiretos.
De acordo com José Araújo, os sindicatos dos estados afetados estão se mobilizando para tentar evitar a desativação e será realizado um seminário para discutir com a sociedade, as intenções da Petrobras e também buscar soluções para que atividade de exploração terrestre não seja prejudicada com os planos da estatal.
Bacia Potiguar tem óleo em águas profundas 
A Bacia Potiguar é um das dez bacias produtoras exploradas pela Petrobras no Brasil. Ela está na região do Rio Grande do Norte e do Ceará está entre as maiores produtoras de petróleo e onshores (em terra) do Brasil. No RN, a empresa atua desde 1951 e o primeiro campo descoberto foi o de Ubarana, no município de Guamaré, litoral norte, que opera desde 1976.
De acordo com o site da Petrobras, o Projeto de Injeção Contínua de Vapor (Vaporduto), na região do Vale do Açu, é o primeiro a operar com vapor superaquecido e é considerado o maior do mundo, com uma extensão aproximada de 30 km.
Em 17 de novembro do ano passado, a Petrobras confirmou que a perfuração de um poço na área de Pitu, na Bacia Potiguar, tem petróleo. A descoberta do poço de Pitu foi anunciada sem alarde dia 17 de novembro de 2013.
Pitu Norte 1 é identificado pela Petrobras como poço 3-BRSA-1317-RNS. Segundo a estatal este é o primeiro poço de extensão na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Pitu, localizado a 60 km do litoral do Rio Grande do Norte a uma profundidade de água de 1.844 m, e profundidade final de 4.200 metros. Pitu foi descoberto através de análises de perfis e de amostra de fluido que estão em análise laboratorial.
Fonte: Rafael Barbosa | Novo Jornal