Plano da Petrobras de acelerar a venda de campos maduros terrestres e em águas rasas pode impulsionar setor; maior número de campos encontra-se no RN

O plano da Petrobras de acelerar a venda de campos maduros terrestres e em águas rasas pode desencadear uma série de investimentos nessas áreas e na cadeia de fornecedores da indústria de óleo e gás natural, avaliam especialistas e executivos ouvidos pelo Valor. A expectativa é que o desenvolvimento desses campos, nas mãos de outras empresas de menor porte, deverá gerar mais demandas por equipamentos e arrecadação de impostos.

“Temos campos terrestres, campos de águas rasas e alguns campos em águas profundas que envelheceram. Eles são pequenos em relação às dimensões dos campos maiores de águas profundas e o pré-sal. Então nós temos certeza que outros produtores terão condições de cuidar melhor deles”, disse o presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, em entrevista coletiva sobre o resultado de 2018, na última semana.

A petroleira já informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a intenção de vender 70% de um total de 250 campos maduros terrestres e em águas rasas. Para o diretor da autarquia, Décio Oddone, a medida pode provocar uma retomada nos investimentos nessas áreas.

“Para a União, é importante que esses campos recebam investimentos o mais rapidamente possível”, afirmou Oddone. “Não vamos modernizar a indústria de petróleo no Brasil só trazendo as grandes empresas para operar no pré-sal”, completou ele.

De acordo com a agência, a produção de petróleo em águas rasas no país caiu 40%, entre 2013 e 2018, para 166 mil barris diários. A produção terrestre, por sua vez, recuou 36%, entre 2012 e 2018, para 115 mil barris diários. Na área de exploração, o número de poços perfurados em águas rasas caiu 90%, entre 2012 e 2017, para sete unidades, enquanto a perfuração em terra, recuou 73% entre 2015 e 2017, para 85 poços.

Segundo Marcelo Bastos, sócio diretor da consultoria B-in Partners, empresas menores terão melhores condições para desenvolver essas áreas, pois operam com um padrão de custo mais baixo. “O resultado é uma maior produção de petróleo no país, maior arrecadação de royalties e maior demanda para a indústria de serviços”, completou ele.

Victor Galante, sócio do Tauil & Chequer Advogados, concorda com a avaliação do consultor. “Quando você desenvolve um campo maduro, de águas rasas, blocos onshore, você consegue movimentar toda a indústria. Você vai ter pequenas e médias empresas contratando mão de obra, contratando serviços de perfuração, de produção, etc”, explicou.

Na última semana, a Petrobras informou que teve início a fase vinculante do processo de cessão da totalidade de suas participações nos campos terrestres Lagoa Parda, Lagoa Parda Norte e Lagoa Piabanha, no Espírito Santo.

A petroleira tenta vender os seus campos em águas rasas e terrestres desde 2016, mas o processo de desinvestimentos desses ativos pouco avançou desde então. Em três anos, o saldo é de 37 concessões vendidas e 66 ainda em fase de negociações. Embora cerca de um terço dos ativos tenha sido vendido, nenhum negócio foi concluído até o momento.

Logo no primeiro ano, a venda desses ativos sofreu alguns reveses na Justiça e dentro do próprio Tribunal de Contas da União (TCU), que questionavam a falta de transparência da estatal em seus processos de desinvestimentos. As contestações levaram a petroleira a adotar uma nova sistemática de venda e, em 2017, os desinvestimentos foram retomados do zero.

No fim do ano passado, a companhia fechou seus dois primeiros contratos: com a Perenco, para venda dos campos de Pargo, Carapeba e Vermelho, na costa do estado do Rio de Janeiro, por US$ 370 milhões; e com a 3R Petroleum, para alienação de 34 campos terrestres na Bacia Potiguar, por US$ 453,1 milhões.

A venda dos ativos em terra, contudo, se encontra suspensa desde dezembro, por força de uma liminar concedida pela Justiça do Trabalho do Rio Grande do Norte, sob a alegação de que o representante dos empregados não estava presente na reunião do conselho de administração que a aprovou o negócio.

Diante da demora para concluir as negociações, a ANP decidiu, no ano passado, pressionar para que a estatal acelere as negociações de seus campos terrestres e em águas rasas. O órgão regulador obrigou a Petrobras a apresentar uma lista com os campos de produção da Rodada Zero (cujas concessões vencem a partir de 2025) com os quais pretende ficar e aqueles que pretende vender e devolver à União.

A agência definiu então um prazo até junho deste ano para que a estatal conclua os processos de desinvestimentos em curso. Foi após a decisão da autarquia que a petroleira informou a intenção de vender cerca de 70% dessas concessões. Além disso, a estatal pediu a postergação do prazo para concluir os negócios. A agência ainda analisa o pleito.

Para o professor do Grupo de Economia da Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (GEE/UFRJ) Edmar Almeida existem alguns entraves que dificultam a venda dos ativos em terra e águas rasas no Brasil. No caso dos campos onshore, ele destaca que a monetização do óleo é difícil e muito dependente da Petrobras, que concentra 98% da capacidade de refino do país e detém a maior parte da logística de escoamento.

O especialista também explica que há pendências regulatórias relacionadas às atividades de descomissionamento, sobretudo das plataformas marítimas.

“Muitos campos ainda dependem de extensão dos contratos de concessão e, enquanto a ANP e Ibama não concluem a revisão do arcabouço regulatório do descomissionamento, há incertezas sobre com quem ficam os passivos de abandono das plataformas. Isso tudo dificulta as negociações. E, enquanto a Petrobras não vender esses ativos, não há investimentos. A produção desses campos maduros continua em declínio e a cadeia de fornecedores continua desmobilizada”, afirmou Almeida.

Bastos, da B-In Partners, compartilha da visão do professor. Para ele, a demora na revisão da regulação para o descomissionamento leva empresas menores a serem mais conservadoras, subestimando os valores dos ativos por segurança. “Isso pode tornar a aquisição inviável economicamente, deixando de produzir um volume de óleo relevante, reduzindo a atividade da indústria e acelerando a perda de receita para municípios em áreas maduras.”

Valor