Áreas Inativas com Acumulações Marginais

Conforme previsto na Lei do Petróleo de 1997, a Petrobras teve ratificados seus direitos sobre cada um dos campos de seu interesse que estavam em efetiva produção na data de início de vigência da Lei. Nesse sentido, em 6 de agosto de 1998, a chamada Rodada Zero celebrou, sem processo licitatório, os contratos de concessão referentes a 282 campos em produção ou desenvolvimento, além de outros 115 em fase de exploração.

Entretanto, a Petrobras não reivindicou, no prazo previsto na Lei do Petróleo, os direitos sobre outros 62 campos que já havia sidos produzidos ou que se encontravam na etapa de desenvolvimento, por não julgá-los economicamente atrativos para a

então, à disposição da ANP. Somados a estes, outros 15 campos foram devolvidos de 1998 (Rodada Zero) a 2005 (antes da Sétima Rodada). Estes campos ficaram conhecidos no mercado como “campos devolvidos” ou “campos marginais da ANP”.

Nas primeiras tentativas de licitar tais campos, em licitações anteriores à Rodada 7, a ANP, visando incrementar o valor de blocos exploratórios, incluiu alguns de seus “campos marginais” em blocos exploratórios. Entretanto, tal estratégia não se mostrou atrativa para as empresas. Chega-se a essa conclusão através do acompanhamento dos contratos de concessão desses blocos exploratórios associados aos campos marginais: vários desses campos retornaram à ANP. Há, por exemplo, casos de campos licitados e já devolvidos mais de uma vez.

Dada essa constatação, e visando agregar mais valor a esses recursos da União, a ANP, atendendo à Resolução nº 2/2004 do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, incluiu na Sétima Rodada de Licitações parte dos 54 “campos devolvidos” então em seu poder. Foi a chamada ‘Parte B’ da Rodada 7, cujas ofertas foram apresentadas em dia diferente dos blocos com risco exploratório (ou ‘Parte A’).

Os “campos marginais” ou “campos devolvidos” foram ofertados junto com a Rodada 7, em outubro de 2005, sob a denominação de “Áreas com acumulações marginais inativas”. Essas áreas localizam-se nos Estados da Bahia e Sergipe, e subdividiam-se 4 bacias:

Estado da Bahia - 11 áreas:

o Bacia do Recôncavo: Araçás Leste; Rio Una; Bom Lugar; Jacarandá; Fazenda São Paulo; Pitanga e Gamboa;

o Bacia de Camamu-Almada: Jiribatuba e Morro do Barro;

o Bacia do Tucano Sul: Sempre Viva e Curral de Fora.

Estado de Sergipe – 6 áreas:

o Bacia de Sergipe-Alagoas: Cidade de Aracaju; Alagamar; Foz do Vaza Barris; Tigre; Carapitanga e Cidade de Pirambu.

De todas essas 17 áreas, apenas o campo de Curral de Fora não foi arrematado. Ao apresentar essas áreas, a ANP pretendia motivar as pequenas e médias empresas a investir em produção de petróleo em bacias terrestres maduras, onde a infra-

estrutura para tratamento e transporte do petróleo e do gás natural já estão instaladas. Para tanto, a ANP oferecia às empresas interessadas, um histórico completo do campo: histórico da produção, detalhes do poço, qualidade do óleo, estimativas de reservas, levantamento geológico (sísmicas), aspectos geológicos, amostras de rochas extraídas, testes realizados, etc. Adicionalmente, acrescentou-se no edital dessas áreas um limite no máximo de ofertas vencedoras por empresa, independente de operadoras ou não.

A fim de mostrar a viabilidade dos projetos, a ANP reativou o poço Quiambina- 4A, integrante do campo de Quiambina, um dos “campos devolvidos” que agora integra o Projeto Campo Escola, uma parceria ANP - Universidade Federal da Bahia, no estado da Bahia e que conta com o apoio da Petrobras. Para restaurar a produção em dezembro de 2003, foi feito um investimento de cerca de R$ 300 mil, direcionado para as obras civis de restauração de acesso e preparação de locação, a aquisição dos equipamentos necessários à reabilitação da sua produção e os serviços de sondagem realizados. Durante o ano de 2004, o poço produziu 6500 barris de petróleo de 30 ºAPI, sem nenhuma intervenção adicional à realizada em 2003. O acompanhamento do poço foi feito através de visita diária de um único operador e o óleo foi comprado integralmente pela Petrobras.

Após o sucesso dessa primeira Rodada de Licitações de Áreas Inativas contendo Acumulações Marginais, a ANP decidiu realizar Rodadas periódicas com cronograma próprio, desvinculadas das Rodadas de Licitações de Áreas com Risco Exploratório.

Assim, em junho de 2006, pouco antes da Oitava Rodada de Licitações da ANP, que acabou suspensa em seu primeiro dia, teve vez a Segunda Rodada de Licitações de Áreas Inativas contendo Acumulações Marginais. Essa Rodada foi anunciada em março e finalizada em dezembro de 2006, com a assinatura dos contratos de concessão celebrados. Desde então não foram realizadas novas licitações dessas áreas.

A aposta era que o elevado preço da commodity e as novas tecnologias viabilizassem os investimentos necessários para a recuperação dessas áreas.

As áreas oferecidas na Segunda Rodada dos campos marginais foram 14, divididas em 3 bacias, nenhuma oferecidas na rodada anterior de acumulações marginais:

Estado do Rio Grande do Norte – 8 áreas:

o Bacia Potiguar: Carnaubais, Trapiá, Riacho Velho, Rio do Carmo, São Manoel, Quixaba, Chauá e Porto do Mangue.

Estado do Espírito Santo - 3 áreas:

o Bacia do Espírito Santo: Crejoá, Rio Ipiranga e Rio Barra Nova. Por restrições ambientais, foram ainda excluídas as áreas Riacho da Pedra e Diogo Lopes, na Bacia Potiguar (RN); e Conceição da Barra, Jaó, Capela São Pedro, Foz do Rio Doce e Rio São Domingos, no Espírito Santo.

Foram arrematadas 11 das 14 áreas com acumulações marginais ofertadas, totalizando cerca de 220 km². Veremos mais a frente que boa parte dessas áreas a princípio arrematadas não teve seus contratos de concessão efetivamente assinados. As áreas de Carnaubais (RN), Quixaba (RN) e Rio Barra Nova (ES) não receberam ofertas.

Em linhas gerais, embora seus resultados não se comparem às Rodadas de Licitações tradicionais dos blocos com risco exploratório, as Rodadas de Licitações das áreas com acumulações marginais poderiam ser consideradas como bem-sucedidas. A seguir, o resumo desses resultados.

Na primeira rodada das áreas marginais, 16 das 17 (94%) áreas oferecidas foram arrematadas. O total de bônus de assinatura arrecadado foi de R$ 3 milhões. O Programa de Trabalho Inicial (PTI), similar ao PEM dos blocos exploratórios, foi de 6.182 UTs, equivalente a mais de R$ 62 milhões em investimentos mínimos para a atividade de avaliação e reabilitação dessas áreas em dois anos. Em termos da participação de empresas, 113 manifestaram interesse, das quais 91 foram habilitadas e 53 apresentaram ofertas. Ao final, 16 empresas saíram vencedoras (14 individualmente e 2 em consórcio), das quais 2 não assinaram o contrato de concessão, por desistência formal ou por desclassificação no processo.

Já na Segunda Rodada de Licitação das acumulações marginais, a concessão das 11 áreas (78,5% das licitadas) renderia aos cofres públicos um bônus total de assinatura de R$10,7 milhões, além de um PTI total ofertado de 2.400 UTs, avaliados em R$ 24 milhões em investimentos mínimos a atividade de avaliação em dois anos. Das 61 empresas que se mostraram interessadas nesse leilão, 55 foram habilitadas, sendo que

26 não estavam presentes na rodada anterior. No total, 30 apresentaram ofertas isoladamente ou em consórcio, das quais 10 saíram como vencedoras.

Provavelmente, um dos fatores que desencorajaram a ANP, como representante da União, a seguir com o leilão dessas áreas, foi o pouco comprometimento das pequenas empresas envolvidas nessas rodadas com as ofertas vencedoras. Isso se deu mesmo com as vantagens concedidas às produções dessas áreas, como, por exemplo, uma alíquota reduzida de royalties, de apenas 5%. Boa parte das empresas vencedoras, entusiasmada com o mercado petrolífero, o preço do petróleo e a possibilidade de lucros, acabou fazendo ofertas que depois não honrou, principalmente na Segunda Rodada. Em números, na Segunda Rodada, das 11 acumulações arrematadas, apenas 7 tiveram suas ofertas honradas e seus contratos assinados. Isso fez com o bônus de assinatura efetivamente arrecadado despencasse dos quase R$ 11 milhões ofertados para menos de R$ 2 milhões de fato pagos, uma redução de mais de 80%. Obviamente, o mesmo ocorreu com a oferta de PTI: caiu de 2,4 mil UTs (R$ 24 milhões) para mil UTs (R$ 10 milhões).