Área exploratória de petróleo no país cai 66% após pré-sal

Rio de Janeiro- O setor de petróleo brasileiro brilha menos em relação à época da descoberta do pré-sal , e até o fim do ano toda a área exploratória sob concessão, incluindo o pós-sal, será apenas um terço do que era há quatro anos, segundo projeção do CBIE, com base em dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

O último leilão de concessões realizado pelo governo foi em 2008, e desde então empresas de petróleo vêm devolvendo à União blocos sem que nenhuma área nova seja ofertada, o que explica a redução da área concessionada.

"Sem novas áreas (colocadas em leilão), as reservas de petróleo do país vão diminuir no futuro. Sem reservas, não há produção. E sem produção não há royalties. A falta de novas licitações está afastando os investidores", disse à Reuters Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Além disso, segundo Pires, as revisões para baixo nas projeções de longo prazo de produção da Petrobras e OGX, a alta interferência política no setor, com o governo atuando para garantir riquezas ao país desde o advento do pré-sal, e as multas e processos contra Chevron após vazamentos no campo de Frade também estão afugentando os investidores estrangeiros.

Se nenhuma nova licitação for feita até o fim do ano, a área concedida às empresas de petróleo somará 114 mil quilômetros quadrados, apenas 33 por cento dos 341 mil quilômetros quadrados concedidos em 2009, ano seguinte à 10a rodada de licitações, a última realizada, segundo instituto.

A primeira grande descoberta do pré-sal, Tupi (hoje denominada Lula), foi feita em 2007, e a maior parte dos importantes achados se deu até 2009.

A projeção do CBIE considera também que nenhuma descoberta seja comunicada à ANP até o final do ano --se um achado for realizado em áreas com prazo exploratório para expirar em 2012, a empresa descobridora pode optar por reter a área para avaliação e desenvolvimento.

Sobre novos leilões, o ministro de Minas e Energia do Brasil, Edison Lobão, afirmou recentemente que a 11a rodada de licitação de áreas de petróleo só será feita após aprovação no Congresso de projeto de royalties, e não incluirá áreas de produção no pré-sal.

Já houve aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 2011 para a realização do leilão, mas o ministério aguarda o aval da presidente Dilma Rousseff para agendar a rodada.

Devolução de áreas

A devolução dos blocos de petróleo é feita por empresas quando os prazos expiram ou quando as áreas não são comercialmente viáveis.

Neste ano, empresas como a Petrobras, BG, Sinopec e Exxon devolveram áreas marítimas à União, segundo informações disponíveis no site da ANP.

A Exxon, maior petrolífera mundial, perfurou três poços no bloco BM-S-22, área próxima a Guará, Peroba e Caramba, considerado o "filé" do pré-sal, mas acabou verificando que a concessão não era economicamente viável.

Cada poço perfurado custa em torno de 150 milhões de dólares, segundo estimativas de mercado.

Em email enviado à Reuters, a Exxon disse que o BM-S-22 era o seu último ativo na área de exploração de petróleo no Brasil.

A empresa disse ainda que em 2012 celebra 100 anos no país e que, mesmo sem ativos de petróleo em território nacional, continua com interesse no país. A companhia disse ainda que tem 1.600 funcionários no Brasil no escritório de E&P, no Centro de Serviços Compartilhados em Curitiba e na Planta de Químicos de Paulínia (SP).

"A companhia tem orgulho de fazer parte da história brasileira e está comprometida a continuar procurando oportunidades no país", disse.

A BG explicou, também via email, que devolveu o bloco BM-S-52, na bacia de Santos, no término do segundo período exploratório.

A concessão da área era divida com a Petrobras, cuja participação era de 60 por cento. Mas a BG, mesmo com uma fatia menor, de 40 por cento, era a operadora.

Segundo a BG, foram perfurados dois poços no BM-S-52, Corcovado-1 (1-BG-5 / 6-BG-6P) e Corcovado-2 (4-BG-7), "porém os hidrocarbonetos encontrados não estavam em quantidade comercial".

"O BG Group, junto com seus parceiros, continua concentrando seus esforços e investimentos no desenvolvimento do vasto potencial das cinco grandes descobertas nas áreas de concessão BM-S-9 e BM-S-11", completou a nota enviada à Reuters.

Pires explicou que no auge da euforia houve uma ilusão de que o risco no pré-sal era baixo.

"Exploração de petróleo é sempre um risco", comentou ele. "Os custos de exploração são altos, há limitações de capacidade e excesso de intervenção política. Isso está afugentando investimentos e pode comprometer a produção de petróleo do país no futuro", completou.

A ANP disse, por meio de sua assessoria, que não fará estimativas de área exploratória concedida até o fim do ano, quando terminam os prazos de devolução.

Procurada, a Petrobras não comentou o assunto, assim como a Sinopec.

Os contratos de concessão das áreas de petróleo estabelecem que, "ao final do primeiro período de exploração, o concessionário terá que devolver à ANP a totalidade da área de cada bloco, à exceção das áreas retidas para avaliação ou desenvolvimento ou prosseguir para o segundo período, assumindo as obrigações indicadas".

Foi o que ocorreu, por exemplo, com parte das nobres áreas do pré-sal de Santos, como Tupi, Iara, Carioca, Parati, entre outros prospectos descobertos pela Petrobras.

Ao fim da primeira fase de exploração, a estatal teve de devolver boa parte dessas áreas para a ANP, mesmo diante do enorme volume de petróleo estimado em áreas dessas regiões.

Essa áreas devolvidas poderão ser, eventualmente, colocadas em novos leilões quando eles acontecerem.

Rio de Janeiro- O setor de petróleo brasileiro brilha menos em relação à época da descoberta do pré-sal , e até o fim do ano toda a área exploratória sob concessão, incluindo o pós-sal, será apenas um terço do que era há quatro anos, segundo projeção do CBIE, com base em dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

O último leilão de concessões realizado pelo governo foi em 2008, e desde então empresas de petróleo vêm devolvendo à União blocos sem que nenhuma área nova seja ofertada, o que explica a redução da área concessionada.

"Sem novas áreas (colocadas em leilão), as reservas de petróleo do país vão diminuir no futuro. Sem reservas, não há produção. E sem produção não há royalties. A falta de novas licitações está afastando os investidores", disse à Reuters Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Além disso, segundo Pires, as revisões para baixo nas projeções de longo prazo de produção da Petrobras e OGX, a alta interferência política no setor, com o governo atuando para garantir riquezas ao país desde o advento do pré-sal, e as multas e processos contra Chevron após vazamentos no campo de Frade também estão afugentando os investidores estrangeiros.

Se nenhuma nova licitação for feita até o fim do ano, a área concedida às empresas de petróleo somará 114 mil quilômetros quadrados, apenas 33 por cento dos 341 mil quilômetros quadrados concedidos em 2009, ano seguinte à 10a rodada de licitações, a última realizada, segundo instituto.

A primeira grande descoberta do pré-sal, Tupi (hoje denominada Lula), foi feita em 2007, e a maior parte dos importantes achados se deu até 2009.

A projeção do CBIE considera também que nenhuma descoberta seja comunicada à ANP até o final do ano --se um achado for realizado em áreas com prazo exploratório para expirar em 2012, a empresa descobridora pode optar por reter a área para avaliação e desenvolvimento.

Sobre novos leilões, o ministro de Minas e Energia do Brasil, Edison Lobão, afirmou recentemente que a 11a rodada de licitação de áreas de petróleo só será feita após aprovação no Congresso de projeto de royalties, e não incluirá áreas de produção no pré-sal.

Já houve aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 2011 para a realização do leilão, mas o ministério aguarda o aval da presidente Dilma Rousseff para agendar a rodada.

Devolução de áreas

A devolução dos blocos de petróleo é feita por empresas quando os prazos expiram ou quando as áreas não são comercialmente viáveis.

Neste ano, empresas como a Petrobras, BG, Sinopec e Exxon devolveram áreas marítimas à União, segundo informações disponíveis no site da ANP.

A Exxon, maior petrolífera mundial, perfurou três poços no bloco BM-S-22, área próxima a Guará, Peroba e Caramba, considerado o "filé" do pré-sal, mas acabou verificando que a concessão não era economicamente viável.

Cada poço perfurado custa em torno de 150 milhões de dólares, segundo estimativas de mercado.

Em email enviado à Reuters, a Exxon disse que o BM-S-22 era o seu último ativo na área de exploração de petróleo no Brasil.

A empresa disse ainda que em 2012 celebra 100 anos no país e que, mesmo sem ativos de petróleo em território nacional, continua com interesse no país. A companhia disse ainda que tem 1.600 funcionários no Brasil no escritório de E&P, no Centro de Serviços Compartilhados em Curitiba e na Planta de Químicos de Paulínia (SP).

"A companhia tem orgulho de fazer parte da história brasileira e está comprometida a continuar procurando oportunidades no país", disse.

A BG explicou, também via email, que devolveu o bloco BM-S-52, na bacia de Santos, no término do segundo período exploratório.

A concessão da área era divida com a Petrobras, cuja participação era de 60 por cento. Mas a BG, mesmo com uma fatia menor, de 40 por cento, era a operadora.

Segundo a BG, foram perfurados dois poços no BM-S-52, Corcovado-1 (1-BG-5 / 6-BG-6P) e Corcovado-2 (4-BG-7), "porém os hidrocarbonetos encontrados não estavam em quantidade comercial".

"O BG Group, junto com seus parceiros, continua concentrando seus esforços e investimentos no desenvolvimento do vasto potencial das cinco grandes descobertas nas áreas de concessão BM-S-9 e BM-S-11", completou a nota enviada à Reuters.

Pires explicou que no auge da euforia houve uma ilusão de que o risco no pré-sal era baixo.

"Exploração de petróleo é sempre um risco", comentou ele. "Os custos de exploração são altos, há limitações de capacidade e excesso de intervenção política. Isso está afugentando investimentos e pode comprometer a produção de petróleo do país no futuro", completou.

A ANP disse, por meio de sua assessoria, que não fará estimativas de área exploratória concedida até o fim do ano, quando terminam os prazos de devolução.

Procurada, a Petrobras não comentou o assunto, assim como a Sinopec.

Os contratos de concessão das áreas de petróleo estabelecem que, "ao final do primeiro período de exploração, o concessionário terá que devolver à ANP a totalidade da área de cada bloco, à exceção das áreas retidas para avaliação ou desenvolvimento ou prosseguir para o segundo período, assumindo as obrigações indicadas".

Foi o que ocorreu, por exemplo, com parte das nobres áreas do pré-sal de Santos, como Tupi, Iara, Carioca, Parati, entre outros prospectos descobertos pela Petrobras.

Ao fim da primeira fase de exploração, a estatal teve de devolver boa parte dessas áreas para a ANP, mesmo diante do enorme volume de petróleo estimado em áreas dessas regiões.

Essa áreas devolvidas poderão ser, eventualmente, colocadas em novos leilões quando eles acontecerem.