A Agência Nacional do Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) concluiu a análise e rejeitou os planos da
petroleira OGX para o campo de Tubarão Azul, disseram duas fontes do governo
com conhecimento do assunto.
"Eles propuseram furar
poucos poços e a ANP não aceitou", disse uma das fonte à Reuters, sob
condição de anonimato.
O plano de desenvolvimento do
campo estava sob análise da equipe técnica da agência para determinar sua
viabilidade econômica, após uma queda na produção.
"O plano de Tubarão Azul,
na verdade, nunca foi aprovado pela agência, pois sempre teve pendências",
afirmou outra fonte, também com conhecimento direto do assunto, pedindo para
não ser identificada.
Após redução significativa da
extração de petróleo no campo de Tubarão Azul nos primeiros meses do ano, a OGX
informou ao mercado que deixaria de investir no aumento de produção da área,
pedindo autorização da agência para reduzir o ritmo exploratório.
O plano de desenvolvimento está
sendo reencaminhado à OGX, que pode propor aperfeiçoamentos, disse a primeira
fonte.
A expectativa no governo,
porém, é que a empresa devolva Tubarão Azul devido a sua posição financeira,
disse uma fonte à Reuters na semana passada.
As duas fontes disseram ainda
que a ANP não concorda com a abreviação na exploração do campo.
A diretora da ANP, Magda
Chambriard, chegou a dizer que iria analisar "pessoalmente" os dados.
Ela afirmou, em julho, que caso não aceitasse o plano de desenvolvimento da
OGX, poderia pedir um novo plano. Se a empresa rebatesse dizendo que não havia
viabilidade econômica, teria que devolver o campo.
A OGX negou que o seu plano
tenha sido rejeitado pela ANP.
"O Plano de
Desenvolvimento de Tubarão Azul está ainda em análise na ANP, não tendo sido
negado, nem solicitado nenhum esclarecimento adicional até o momento",
afirmou a empresa em resposta à Reuters.
Procurada, a ANP não comentou
imediatamente as informações.
PRODUÇÃO EM QUEDA
A empresa do grupo de Eike
Batista informou em julho que a extração no campo poderá parar no ano que vem,
por falta de tecnologia capaz de viabilizar economicamente investimentos
adicionais.
Mas fontes do setor afirmam que
o campo apresenta problemas na pressão desde meados do ano passado.
A produção em mar da OGX, em
vez de subir como se esperava, ficou estagnada, na média de 10 mil barris por
dia, de agosto a dezembro do ano passado, elevando-se para 13,2 mil barris por
dia em janeiro de 2013 e despencando para 1,8 mil barris diários em abril.
Em julho, o campo de Tubarão
Azul, o único da companhia com produção de petróleo em mar, teve sua menor
produção desde que entrou em operação, em fevereiro de 2012. No mês passado, os
dois poços em funcionamento no campo (OGX-26HP e OGX-68HP) operaram apenas
durante três dias, bombeando um total de 900 boe/pd, queda de 91 por cento ante
junho.
A companhia amargou prejuízo de
4,7 bilhões de reais impactado principalmente pela provisão de perdas com
campos de petróleo considerados inviáveis economicamente.
11ª RODADA
A fonte disse ainda que as
autoridades federais aguardam o pagamento do bônus dos blocos arrematados pela
OGX na décima primeira rodada de leilões de blocos de petróleo, realizada em
maio.
A OGX arrematou 13 blocos
sozinha e em parcerias na rodada, oferecendo o pagamento de bônus de cerca de
370 milhões de reais, cujos pagamentos devem ser concluídos até o fim de
agosto.
"Eles já pagaram sócios
nos blocos em que não são operadores... A expectativa pelos outros (pagamentos)
e o DARF (guia de pagamento) ainda não apareceu", disse uma das fontes.
Em evento no Rio de Janeiro
nesta segunda-feira, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard disse que até o
momento não foi informada sobre pagamento pela OGX de bônus da décima primeira
rodada.
12ª RODADA
A minuta do edital da 12a
rodada, para áreas de exploração de gás, será divulgada na semana que vem,
acrescentou a primeira fonte, ligada ao governo.
A principal novidade será a
exigência da atuação de uma empresa com experiência em gás não convencional.
A 12ª rodada, prevista para
novembro, vai incluir 240 blocos com potencial de gás natural e gás não
convencional, que em países como os EUA, é extraído do xisto.
"É o que a gente chama de
exploração em Y, ou seja, se descobrir gás convencional a exploração será igual
a de outras concessões, mas se for gás não convencional vamos exigir a presença
de um operador com experiência no tema, até como garantia de segurança",
disse a fonte.
Segundo a fonte, a
concessionária --caso não tenha experiência-- poderá fazer uma contrato de
prestação de serviço com a empresa especializada na atividade de fraturamento
para a exploração do gás não convencional.
A entrada de uma empresa com
conhecimento prévio em produção em áreas não convencionais seria exigida apenas
a após a confirmação deste tipo de gás, disse a fonte.
A empresa com experiência
comprovada pode ser brasileira ou estrangeira, disse a fonte, citando a Petra e
a Queiroz Galvão como operadoras com essas características.
Se todos os blocos forem
arrematados, a expectativa é de arrecadação de 200 milhões de reais.
"Nosso objetivo não é
fazer dinheiro, mas avançar na exploração e conhecer mais o Brasil. O Brasil
tem 25 mil poços perfurados e os EUA, só em shale gas (gás de xisto) tem mais
de 100 mil", avaliou.
Por Rodrigo Viga Gaier e
Sabrina Lorenzi. RIO DE JANEIRO, 26e Ago (Ruters).
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