Venda do Polo Potiguar será fechada este mês

 

Venda do Polo Potiguar será fechada este mês

 A Petrobras deve finalizar as tratativas para vender o Polo Potiguar ainda em janeiro. A petroleira deve firmar o negócio com a empresa 3R Petroleum, que apresentou a melhor proposta de compra em agosto do ano passado, cujo valor final será de US$ 1 bilhão. 

Em 2021, a bacia potiguar produziu 460 mil de barris de petróleo, redução de 3,3% em relação ao ano de 2020, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP)

Em comunicado, a Petrobras informou que a transação de venda ainda deve passar pela apreciação de órgãos seus corporativos ainda em janeiro. O negócio aguarda a deliberação da diretoria executiva da petroleira e pelo conselho de administração. 

Procurada pela reportagem da TRIBUNA DO NORTE, em razão do sigilo contratual imposto pelo negócio, a Petrobras não pode informar o planejamento para a transferência da gestão do Polo Potiguar para a 3R Petroleum. 

Também procurada pela reportagem, a 3R Petroleum também evitou entrar em detalhes sobre o processo de compra. "A 3R Petroleum não comenta negociações em andamento", resumiu a empresa. 

O anúncio da venda do Polo Potiguar foi feito pela Petrobras em agosto de 2020. A empresa decidiu ofertar a totalidade das participações na produção de petróleo, seja em áreas terrestres ou águas marítimas da Bacia Potiguar.

Em 27 de agosto do ano passado, a 3R Petroleum divulgou que a celebração da transação estava sujeita ao sucesso das negociações, além das aprovações corporativas necessárias e da anuência dos órgãos reguladores competentes. 

O Polo Potiguar contempla um conjunto concessões de campos de produção terrestres e de águas rasas, incluindo a  Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC). A estrutura oferta infraestrutura para processamento, refino, logística, armazenamento, transporte e escoamento de petróleo e gás natural. 

A estrutura compreende três subpolos (Canto do Amaro, Alto do Rodrigues e Ubarana), totalizando 26 concessões de produção, 23 terrestres e 3 marítimas. As concessões do subpolo Ubarana estão localizadas em águas rasas, entre 10 e 22 km da costa do município de Guamaré. As demais concessões dos subpolos Canto do Amaro e Alto do Rodrigues são terrestres.

A Refinaria Potiguar Clara Camarão tem capacidade instalada de 39.600 barris por dia. Há, ainda, três Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) com capacidade para 1,8 milhão metros cúbicos por dia (m3/dia) de gás natural. Vale lembrar que a Potiguar E&P venceu a chamada pública para fornecimento de gás natural realizada pela Potigás, distribuidora de gás que atende ao Rio Grande do Norte. 

Para o presidente da Redepetro, que congrega empresas que atuam na produção de petróleo e gás no Rio Grande do Norte, comemora a proximidade do acordo da Petrobras.  "O Polo Potiguar tem uma perspectiva enorme de aumento de produção, ou seja,  a nova empresa vai colocar esses poços em movimento. Isso tende a aumentar a produção", aponta. 

Em 2021, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a bacia potiguar — que também inclui as vendidas — produziu 460 mil de barris de petróleo. O resultado representa uma redução de 3,3% em relação ao ano de 2020, que registrou 475,9 mil barris.

Pré-sal alcança 1,95 milhão de barris em 2021

A Petrobras registrou recorde anual de produção no pré-sal em 2021, ao alcançar 1,95 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed). Esse volume corresponde a 70% da produção total da companhia, que foi de 2,77 milhões de boed no ano passado. O recorde anterior era de 2020, quando foi alcançada a marca de 1,86 milhão de boed, representando 66% da produção total da Petrobras.

A produção da Petrobras no pré-sal vem crescendo rapidamente, e o recorde registrado em 2021 representa mais do que o dobro do volume que produzimos nesta camada há 5 anos. Com a manutenção do foco de atuação nas suas atividades em ativos em águas profundas e ultraprofundas.

Em agosto de 2020, ao anunciar o desivestimento do Polo Potiguar,  Petrobras informou, em nota, que coloria a produção offshore à venda – em sua maioria, campos maduros em águas rasas, além de alguns blocos exploratórios –, para investir na produção em águas profundas. No período do Plano Estratégico 2022-26, serão investidos US$ 57 bilhões no segmento E&P, sendo 67% desse total no pré-sal, que receberá 12 das 15 novas plataformas previstas para entrar em operação neste período e que deverá ser responsável por 79% da produção total da companhia em 2026.

bate papo

Gutemberg Dias / Presidente da RedePetro

“Só devemos ter um impacto da negociação depois de seis meses”

Com a venda do Polo Potiguar, em quanto tempo veremos o impacto da venda do Polo Potiguar?

A transferência da Petrobras demora. Não é uma coisa de uma hora para outra. Eles vão fechar o negócio nesse mês. Uma coisa é assinar o papel, outra é quando vai começar a operar. A gente já viu que a transição deve demorar no mínimo uns seis meses, de acordo com os outros. Não sei se vai ser diferente nesse. Só vamos conseguir ter uma real noção da negociação seis meses depois de os novos operadores assumirem.

Qual serão os benefícios para a geração de emprego?

Estamos na perspectiva de uma parceria com o Sebrae para fazer um levantamento dentro da cadeia do fornecimento, das empresas que fazem parte da rede; fazer um levantamento para saber o que foi gerado de emprego, a partir desse investimento da Petrobras. O que nós temos? Nós tivemos ao longo desse período uma diminuição drástica. Essas empresas que adquiriram os campos não tiveram a mesma pegada de contratação da Petrobras, por vários motivos, o modelo de negócio é diferente da Petrobras, por exemplo. O que indica a regra de geração de emprego é a produção. Se eu aumento a produção, há uma perspectiva também de agente de empregos. Então o que a gente espera é que com a retomada da produção, a geração de empregos aumente. Hoje, a Redepetro não tem como dizer quantos por cento vai aumentar de emprego. Não temos essa informação. Nós vamos fazer esse levantamento com o Sebrae no próximo semestre. Pela experiência que nós tivemos desses últimos 22 anos, as empresas da rede que estão dentro da cadeia de produção tivemos uma melhoria de contratação. Por exemplo, a empresa que eu aumentamos em torno de 30% a nossa busca  por trabalhadores

Em dois anos, a produção de petróleo por pequenos operadores no Rio Grande do Norte aumentou 300%, segundo o Ministério de Minas e Energia. Podemos esperar continuidade da tendência de crescimento para 2022?

O aumento de 300% se configura, principalmente, na entrada de novos operadores que compraram os ativos da Petrobras e conseguiram ampliar a produção. Um exemplo claro disso é a Potiguar E&P que desde que assumiu o polo Riacho da Forquilha conseguiu ampliar a produção do mesmo em quase 80%. Para nós da RedpetroRN não nos resta dúvida que a tendência será o aumento da produção, obviamente, a bacia Potiguar ano a ano tem um decréscimo de produção em virtude de ser uma bacia madura, mas com as novas intervenções que estão propostas e com o restante do desinvestimento da Petrobras, acreditamos que teremos uma retomada da produção. 

O mercado de gás natural tem oferecido atrativos diferenciados no Rio Grande do Norte. Como esse contexto pode impactar em novos investimentos e empregos para o Estado?

O gás natural tem um papel de grande importância na produção do Rio Grande do Norte. Primeiro, alguns campos que produzem gás e óleo, o gás termina sendo um limitador da extração e caso haja um aumento da demanda do gás no mercado, parte das reservas de óleo serão melhor exploradas e, segundo, com a abertura da UPGN Guamaré para o tratamento do gás dos operadores independentes, abre-se uma grande oportunidade para oferta de gás, com perspectiva de redução do preço da molécula. Recentemente, a Potigás  assinou contrato com a Potiguar E&P onde o preço da molécula ficou aproximadamente 30% abaixo do preço que era anteriormente comercializado. Essa mudança favorece a atração de empresas para os parques industriais do RN, já que esse combustível chegará ao consumidor final com valores reduzidos. Em relação a geração de emprego, a cadeia é bastante extensa e, obviamente, quanto maior for a produção mais demanda teremos de mão-de-obra e contratação de empresas terceirizadas para suprir a demanda de serviços e materiais.

Investidores reclamam da demora e do custo para o licenciamento ambiental de campos maduros no Rio Grande do Norte. Quais medidas poderiam tornar mais eficiente a obtenção de licenças para o onshore?

O licenciamento ambiental é um gargalo nessa indústria. Já tivemos algumas reuniões com o Idema e com a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) para tratar desse ponto. Entendo que é preciso seguir a legislação e que no momento não existe possibilidades políticas para alterar a lei que regula a política ambiental no âmbito do estado, mas acredito que é possível o Idema simplificar os procedimentos, obedecendo a legislação maior, para agilizar o processo de licenciamento. A maioria das áreas que são objeto de novos licenciamentos estão inseridas em áreas anteriormente licenciadas, dessa forma, sendo áreas bastante conhecidas e estudadas pelo próprio órgão ambiental. Outra coisa importante é a padronização dos procedimentos, não se pode ter procedimentos que mudam a todo instante, ou seja, é preciso estabelecer uma regra duradoura e válida de forma igual para todas as empresas que buscam o licenciamento na área petrolífera. Existe um esforço do Ministério de Minas e Energia para se buscar uma harmonização entre os estados que licenciam atividades de petróleo em terra, mas acredito que isso só acontecerá a longo prazo, haja vista que cada estado tem suas peculiaridades e leis próprias que precisam ser revistas.

Postado por Aluizio Lacerda