Em um momento de valorização do petróleo, a Petrobras reabriu a licitação para a venda do polo marítimo de Golfinho, localizado na Bacia do Espírito Santo, no Litoral Norte do Estado. O ativo, colocado a venda em janeiro de 2020, chegou a ser negociado bilateralmente com a DBO Energy, mas as conversas não resultaram em um acordo final. A informação é da agência Reuters.
A oferta tem como principal atrativo o campo de Golfinho, onde opera o navio-plataforma FPSO Cidade de Vitória a aproximadamente 60km da costa do município de Aracruz. Trata-se do maior campo produtor de óleo da Bacia do Espírito Santo, porção que compreende áreas em mar (offshore) e em terra (onshore) ao Norte do Estado, desde a Grande Vitória até a divisa com a Bahia. O polo inclui ainda o campo de Canapu, que é produtor de gás não associado, e o bloco exploratório BM-ES-23.
Localizado em águas profundas no pós-sal capixaba, o polo é um entre dezenas de ativos de produção que a estatal tem colocado à venda a fim de reduzir dívidas e redirecionar seu foco para as áreas de pré-sal. No Estado, os desinvestimentos são focados na Bacia do Espírito Santo. Já para os campos da porção capixaba da Bacia de Campos, que fica no Litoral Sul, a Petrobras tem mantido os projetos.
Como não avançou na negociação com a DBO Energy, que é uma companhia local de petróleo e gás fundada por executivos noruegueses e brasileiros, a Petrobras aceitará uma nova rodada de ofertas das partes interessadas até o fim de maio, segundo a Reuters.
A agência destacou que a expectativa do mercado é que a DBO faça uma nova oferta por Golfinho. Também podem estar disputa uma empresa norueguesa e um fundo de private equity com foco no setor de petróleo.
De acordo com documentos da licitação aberta em 2020, embora a produção esteja em declínio atualmente, o polo Golfinho chegou a produzir cerca de 14.900 barris de petróleo e condensado por dia, entre 2018 e 2019. Nos quatro primeiros meses de 2021, porém, a média diária foi de 8.690 barris de petróleo, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP).
Especialista da área de petróleo e gás, o geólogo Fernando Taboada observa que essa queda na produção é justamente um dos motivos pelos quais a venda do ativo é necessária. Como já estava nos planos da estatal se desfazer do negócio, os investimentos foram decaindo e puxando para baixo os resultados do polo.
"A Petrobras está focando hoje em projetos com mais volume de produção, como o do Parque das Baleias, no Espírito Santo, que fia no pré-sal e tem uma produção muito maior. Esses que tem uma produção média, como Camarupim e Golfinho já não interessam a ela. E justamente por não interessar, ela deixou de investir nessas áreas. Mas não tenho dúvidas que a empresa que pegar Golfinho vai querer investir imediatamente".
BARRIL EM ALTA
Taboada observa que, com a valorização do barril do petróleo, cotado hoje a, em média, US$ 65, a produção torna-se mais atrativa. Quando a Petrobras iniciou o processo de venda do polo Golfinho, a pandemia do coronavírus começava a se alastrar pelo mundo e o barril de óleo estava cotado a cerca de US$ 40, o que pode ter influenciado nas primeiras negociações.
"Agora já compensa mais. E a empresa vai ter que correr porque a concessão vai vencer em alguns anos. Para a produção de petróleo, uma década, por exemplo, é pouco. Então será preciso correr."
Taboada observa ainda que o Espírito Santo tem uma série de vantagens, como a presença de outras empresas de relevância, como a Shell, a Karavan, a Imetame, a EnP, entre outras que tem investido no Estado e que podem ajudar na dinamização do setor.
Já o especialista da área de petróleo Eduardo Ramos lembra que o polo Golfinho, particularmente, tem uma localização privilegiada, não estando tão longe da terra e relativamente próximo a cidades importantes, como Vitória e Aracruz, o que torna a aquisição da área atrativa.
Para Ramos, conforme a Petrobras se desfaz de seus ativos menos atrativos para focar em áreas do pré-sal, surge espaço para atração de mais empresas, que podem investir e elevar a produção, até mesmo porque seu custo de operação é menor.
Ao citar o fracasso na negociação com a DBO, ele vê no atual momento um cenário mais positivo. Além da valorização do barril, ele frisa também o fim da apreensão sobre a troca no comando da estatal.
"Acredito que a retomada do petróleo pode ter favorecido um pouco, mas a estratégia de desinvestimento, que ficou um pouco em dúvida ou suspensa depois que o ex-chefe da estatal, Roberto Castello Branco, foi substituído em abril por Joaquim Silva e Luna, parece ter sido retomada com maior intensidade agora.”"
Questionada sobre a nova licitação do polo Golfinho, a Petrobras informou que não irá comentar o caso.
DESINVESTIMENTOS NA BACIA DO ESPÍRITO SANTO
A estatal, entretanto, tem concluído alguns planos de desinvestimento nos últimos meses. No início de fevereiro, a petroleira assinou o contrato de venda dos campos de produção de gás natural do polo Peroá-Cangoá, também localizados no mar da Bacia do Espírito Santo.
As participações foram compradas por US$ 55 milhões pelas empresas OP Energia, do grupo 3R Petroleum, e a DBO, em consórcio, com 50% de participação de cada, tendo a primeira empresa como operadora.
À Imetame foi vendido o Polo Lagoa Parda, que compreende três campos terrestres em Linhares. A empresa já é a operadora dos campos desde 1º de outubro do ano passado. Já a Karavan comprou os 27 campos terrestres do Polo Cricaré, localizados nos municípios de São Mateus, Jaguaré, Linhares e Conceição da Barra.
A empresa, no entanto, continua com negociações abertas para os polos de Carumpim e Norte Capixaba. O campo de Camarupim fica no mar está sem produzir desde 2016, quando uma explosão no navio plataforma Cidade de São Mateus deixou 9 mortos e 26 feridos.
Já o Polo Norte Capixaba inclui o maior campo terrestre do Estado em produção, o de Fazenda Alegre, em Jaguaré, além de uma estação de tratamento de óleo, dutos e do Terminal Portuário Norte Capixaba, em São Mateus.
Ainda na Bacia do Espírito Santo, a Petrobras deu início ao processo de remoção de três plataformas do campo de Cação. O trabalho está sendo feito pelo consórcio liderado pela Triunfo Logística e conta com um investimento de aproximadamente US$ 35 milhões, o que equivale a cerca de R$ 190 milhões no câmbio atual.
A ação, que deve ser concluída até o final deste semestre, marca o fim do ciclo produtivo dos campos de petróleo localizados na costa de São Mateus, que estão inativos desde 2010. Trata-se da plataforma mais antiga do Estado.
Segundo a ANP, outros campos da Petrobras deverão ser alienados até o dia 31 de dezembro deste ano e cerca de 14 áreas estão em processo de devolução para serem incluídas na Oferta Permanente.
