Apesar das melhores condições de licitação, os resultados econômicos dos campos de Atapu e Sépia, que serão licitados pelo governo em 17 de dezembro, ainda não são convincentes.
A avaliação é de Luiz Hayum, do time de pesquisa da Wood Mackenzie para a América Latina.
“Em um cenário de preço Brent de $35 por barril, estimamos a taxa interna de retorno (TIR) de Atapu pouco acima de 10%, enquanto Sepia falha em fornecer retornos de dois dígitos. E isso pressupõe lances vencedores com a participação governamental mínima nos lucros”, comenta Hayum.
Atapu e Sépia foram licitadas em 2019, mas não despertaram interesse da Petrobras e outras empresas inscritas no leilão daquele ano. Para concorrência de dezembro, a estatal já garantiu o direito de contratar, ao menos, 30% dos reservatórios.
Agora, o campo de Sépia terá bônus de assinatura de R$ 7,138 bilhões e alíquota de partilha de 15,02%. Já Atapu terá bônus de assinatura de R$ 4,002 bilhões e alíquota de partilha de 5,89%.
Em comparação com a primeira tentativa de licitar as reservas, em 2019, os valores de bônus caíram cerca de 70%. Sépia foi ofertada com bônus R$ 22,9 bilhões e percentual mínimo de excedente de 27,88%; Atapu teve bônus de R$ 13,7 bilhões e percentual mínimo de 26,23%.
“Apenas nesses campos, durante o período de operação, os investimentos previstos são de R$ 200 bilhões, e o custo de oportunidade de não realizarmos esse leilão neste ano é de R$ 12 bilhões a R$ 15 bilhões”, destacou o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, em maio, após a reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que aprovou os valores.
Sépia começou a produzir em agosto
A Petrobras iniciou a produção de petróleo e gás natural do FPSO Carioca, primeiro sistema de produção definitivo instalado no campo de Sépia, em agosto. A unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de óleo e comprimir até 6 milhões de m³ de gás natural.
O campo de Atapu produz desde 2020 partir do FPSO P-70, que tem capacidade para processar diariamente até 150 mil barris de óleo e tratar até 6 milhões de m³ de gás natural. A jazida compartilhada de Atapu compreende os campos de Oeste de Atapu, Atapu e uma parcela de área não contratada da União, tendo o processo de unitização sido concluído em setembro de 2019.
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“Em uma nota positiva, Atapu e Sépia estão produzindo, eliminando a maior parte do risco de execução do projeto. Os poços iniciais têm produtividade estelar com taxas de produção de petróleo acima de 50.000 barris por dia”, conclui Hayum.
Petrobras garante as duas áreas
Em abril, a Petrobras manifestou ao CNPE seu interesse no direito de preferência para a contratação dos volumes excedentes de Atapu e Sépia. Com isso, a companhia poderá garantir a operação e ao menos 30% dos contratos de partilha dos campos.
E para o governo, confirmando os lances da Petrobras, fica garantida a contratação das áreas remanescentes da cessão onerosa – em 2019, a empresa contratou 90% de Búzios e 100% de Itapu.
Bento Albuquerque já indicou que a expectativa do governo é que a concorrência de outras empresas no leilão será para atuar em conjunto com a Petrobras.
“Nenhuma empresa vai entrar nesse leilão sem ter participação da Petrobras, porque a Petrobras já está produzindo nesses campos. E ela é considerada a empresa de petróleo mais qualificada para fazer produção em águas profundas”, afirmou em entrevista à CNN Brasil.
O ex-diretor-geral da ANP e atual CEO da Enauta, Décio Oddone, acredita que os consórcios formados pelas petroleiras Petrogral, Shell e Total devem se compor com a Petrobras para disputar os dois excedentes da cessão onerosa que serão licitados pela ANP em 17 de dezembro.
Shell, Total e Petrogal já atuam junto com a Petrobras na jazida compartilhada de Atapu, área que reúne o contrato de cessão onerosa de Entorno de Iara, o contrato de concessão BM-S-11A (Oeste de Atapu) e área não contratada (Norte de Atapu).
