A British Petroleum obteve da ANP a classificação de operadora “A”, nível máximo para atuação no Brasil, e a tendência é de que a compra dos ativos da Devon no país seja aprovada.
A British Petroleum (BP) obteve da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) a classificação de operadora “A”, nível máximo para atuação no Brasil, e a tendência é de que a compra dos ativos da Devon no país seja aprovada, informou uma diretora da autarquia nesta terça-feira. “Nós constatamos que a BP tem todos os requisitos para ser operadora ‘A’. Agora o que estamos fazendo é seguir os trâmites da ANP. Tem que enviar os documentos, tem que checar, pra ir para aprovação final da diretoria”, afirmou Magda Chambriard, diretora da agência.
“Mas nós não estamos antecipando nenhuma dificuldade (para a aprovação do negócio). A tendência é a aprovação”, acrescentou. A classificação de operadora “A” permite que concessionários possam operar em blocos situados em águas profundas (profundidade acima de 400m), águas rasas (profundidade de até 400m) e em terra. A classificação de operadora “B” permite apenas a atuação em águas rasas, e a “C” apenas em blocos terrestres.
A BP fechou um acordo no início do ano passado para comprar os ativos de petróleo da Devon no Brasil, mas ainda aguarda pela aprovação do negócio pela ANP, processo que ficou praticamente emperrado após o grande acidente no Golfo do México em abril de 2010.
A Devon disse em março do ano passado que havia concordado em vender os ativos da companhia no Golfo do México, Brasil e Azerbaijão para a BP por 7 bilhões de dólares.
RODADA
A diretora da ANP afirmou também que a 11a rodada de licitações de áreas de exploração de petróleo e gás no Brasil, que não vai incluir as promissoras regiões do pré-sal, provavelmente ficará para setembro ou outubro, e não mais em agosto, como inicialmente previsto. “Em aprovando no dia 28 (de abril, na reunião do CNPE), estamos aptos a fazer o leilão em 120 dias, mas não é confortável. É provável que seja no final de setembro ou começo de outubro”, afirmou Magda.
Já a licitação dos blocos no pré-sal deverá efetivamente ficar para 2012, já que a questão dos royalties não avançou no Congresso até o momento. Segundo a diretora, por conter áreas no pré-sal da bacia de Santos, a 8a rodada de petróleo, suspensa desde a descoberta da nova fronteira, em 2007, também dependerá da votação dos royalties para ser retomada, mas algumas áreas não licitadas anteriormente, e sem pré-sal, vão retornar na 11a rodada.
“Algumas delas estão voltando na 11a, mas as que estão no pré-sal o que a gente faz? O contrato não foi assinado e agora elas estão numa área que veda a concessão”, explicou a executiva.
Um projeto de lei enviado no ano passado ao Congresso aprovou o sistema de partilha no país, com objetivo de aumentar o controle do governo sobre as grandes jazidas no pré-sal da bacia de Santos.
A ANP já está elaborando os contratos que serão usados no novo sistema para venda de áreas de petróleo pelo governo no pré-sal, ao mesmo tempo que está modificando os contratos de concessão, utilizados desde 1999, e que vão conviver com os contratos de partilha. Nesta terça-feira a autarquia realizou audiência pública para discutir o novo contrato de concessão que vai vigorar a partir da 11a rodada. Entre as principais mudanças, e a mais criticada pela indústria, está a nova atribuição da ANP em decidir sobre os recursos aplicados em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) pelas concessionárias.
Pelo contrato anterior as empresas tinham que destinar 1 por cento da sua receita bruta para P&D, sendo 0,5 por cento para universidades e instituições de pesquisa e 0,5 por cento para seus próprios laboratórios. Com a nova versão, a ANP será responsável pela aplicação da fatia do investimento externo. “A ANP vai ter mais participação na linha de pesquisa, quer participar desse planejamento”, explicou a superintendente de promoção de licitação da ANP, Claudia Rabello.
Um representante da indústria que pediu para não ser identificado acusou a ANP de ingerência no dinheiro das empresas, e reivindicou que pelo menos os recursos sejam aplicados também em empresas que estão desenvolvendo novos produtos e serviços. “Essa era a hora de mudar essa história de só poder investir em pesquisa de universidades, tinha que estender para as empresas também”, reivindicou.
Segundo a superintendente da ANP, todas as sugestões da audiência serão consolidadas e levadas ao Conselho Nacional de Política Energética, no próximo dia 28, para a formulação do novo contrato, que será anexado ao edital da 11a rodada de licitações. O leilão contará com áreas situadas na chamada margem equatorial, que vai do Amapá ao Rio Grande do Norte e que segundo a diretora Magda é favorável a petróleo leve e gás natural.
Outras modificações no contrato se referem à maior flexibilização do cumprimento residual do programa exploratório mínimo, para evitar a devolução de blocos de petróleo faltando pouco para completar o trabalho, e dos prazos de áreas com maior dificuldade de exploração e produção. “Vamos flexibilizar o cumprimento residual para não rescindir o contrato porque ela (empresa) não cumpriu 0,1% do prometido. Isso não significa que ela não vai cumprir, mas vai recuperar isso monetariamente”, disse Claudia sugerindo a aplicação de multa em caso de atraso.Outra mudança foi a retirada da hipoteca como possível garantia para participação nos leilões, eliminada pela grande especulação imobiliária que tornou difícil a avaliação dos imóveis.
Por: Denise Luna
(Reportagem adicional de Brian Ellsworth)
(Fonte: Extra – G1)