O consórcio operado pela Shell (55%) em parceria com as sócias Qatar Energy (25%), CNOOC Limited (20%) e Pré-Sal Petróleo (PPSA), devolveu à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) o bloco Alto de Cabo Frio Oeste, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a operadora Shell, a área apresentou “prospectividade limitada”.
O bloco foi arrematado em 2017 na 3ª Rodada de Licitações de Partilha de Produção da ANP, com bônus de assinatura de R$ 350 milhões e excedente em óleo ofertado à União de 22,87%.
A fase exploratória incluiu a aquisição de dados sísmicos e a perfuração de um poço, em 2019, que teve como resultado a indicação de “hidrocarboneto sub-comercial”. Assim, o poço foi fechado e abandonado.
No começo de julho, a Shell protocolou junto à ANP a devolução integral da concessão. Apesar da desistência na área, a Shell reforça que o Brasil continua sendo um dos países mais estratégicos para a empresa.
“Nossa produção aproximada de cerca de 400 mil barris de óleo equivalente por dia, juntamente com nossa participação em mais de 35 contratos (além dos 29 blocos da Bacia de Pelotas, a serem assinados em breve) reforçam nosso compromisso de longo prazo com o setor de upstream brasileiro”, declarou a Shell, em nota.
Por que devolver uma concessão?
Ao arrematar uma área exploratória de óleo e gás, as empresas (ou consórcios) têm um tempo máximo para implementar o programa exploratório mínimo (PEM). Tanto o prazo quanto o PEM são definidos no contrato de concessão.
A determinação de um programa exploratório mínimo com prazo funciona como garantia de que as áreas serão, de fato, exploradas, preservando o interesse econômico da União. As atividades exploratórias incluem atividades como pesquisas, levantamentos sísmicos e perfuração de poços exploratórios.
Com a exploração, os consórcios devem ser capazes de determinar se há óleo ou gás em quantidade e condições suficientes para tornar sua extração economicamente viável. Se houver, o consórcio deve apresentar uma declaração de comercialidade à ANP e o bloco (ou parte dele) se transforma em um campo produtor, dando início à fase de produção.
Se não houver indícios de hidrocarbonetos em condições comerciais para as empresas, o consórcio deve devolver o bloco (ou parte dele) à ANP até o final do período de exploração. Assim, as áreas retornam para a União e, uma vez devolvidas, podem voltar a ser oferecidas em licitações ou ciclos da oferta permanente.
Ao devolver uma área exploratória, o consórcio não recebe qualquer reembolso dos valores pagos a título de bônus de assinatura ou PEM.
Devoluções após produção
A devolução também pode ocorrer a qualquer momento na fase de produção. Geralmente, ocorre quando o consórcio (ou empresa) avalia que não é mais interessante continuar as atividades naquela área.
Entretanto, os parâmetros que definem se uma área continua ou não interessante após a produção variam muito entre as empresas – áreas devolvidas pelas majors, como Shell e Petrobras, ainda podem ser interessantes para empresas menores, por exemplo.
Rodadas de áreas inativas com acumulações marginais
A ANP realizou em 2005 a 1ª Rodada de Acumulações Marginais, em que foram oferecidas áreas devolvidas ou que estavam em processo de devolução. Nessas áreas, não houve produção ou a produção foi interrompida por falta de interesse do então concessionário.
A agência realizou quatro rodadas de acumulações marginais, entre 2005 e 2017. A partir de 2017, os blocos devolvidos ou em processo de devolução passaram a constar no portfólio da Oferta Permanente de Concessão, como áreas de acumulação marginal.
O caso do pré-sal
Libra, primeira área produtora do pré-sal, é um caso de área que foi devolvida à ANP. Em 2001, um bloco no regime de concessão na Bacia de Santos, operado por consórcio formado por Shell, Petrobras e Chevron, também passou pelo processo de devolução.
Nove anos mais tarde, a ANP descobriu a imensa jazida de petróleo, a uma profundidade muito maior do que a perfurada inicialmente pelas empresas.
