ANP rejeita planos da OGX para Tubarão Azul

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) concluiu a análise e rejeitou os planos da petroleira OGX (OGXP3), de Eike Batista, para o campo de Tubarão Azul, disseram duas fontes do governo.

"Eles propuseram furar poucos poços e a ANP não aceitou", disse uma das fonte à agência de notícias Reuters, sob condição de anonimato.

O plano de desenvolvimento do campo estava sob análise da equipe técnica da ANP, 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 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.

Procuradas, a ANP e a OGX não comentaram 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 boepd, queda de 91% ante junho.

A companhia amargou prejuízo de R$ 4,7 bilhões 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 11ª 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 R$ 370 milhões, 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 QGEP3.SA como operadoras com essas características.

Se todos os blocos forem arrematados, a expectativa é de arrecadação de R$ 200 milhões.

"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.