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Petróleo e Gás

Petrobras começa discussão sobre cessão onerosa com ANP

13/12/2013 | 16h13

 

A Petrobras iniciou esta semana reuniões com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre o processo de declaração de comercialidade de duas áreas da cessão onerosa, conjunto de blocos de petróleo cedidos pela União à estatal em 2010, em troca indireta por ações da companhia.
De acordo com o diretor da ANP Florival Carvalho, as duas primeiras reuniões foram realizadas nesta última quarta (11) e quinta (12), quando a empresa fez uma exposição sobre as descobertas feitas em Franco e Sul de Lula (ex-Tupi) e informou que irá declarar a comercialidade dessas áreas ainda este ano.
A declaração de comercialidade, ou seja, a confirmação de que o campo é viável comercialmente é condição fundamental para iniciar a revisão do contrato da cessão onerosa.
"A partir daí é que se começa a revisão do contrato da cessão onerosa, para saber se a União terá que pagar à Petrobras ou a Petrobras terá que pagar à União", disse Carvalho à Folha.
O contrato estipula que após a declaração de comercialidade, cujo prazo limite é setembro de 2014, as premissas do contrato seriam refeitas. Atualmente, o petróleo supera os US$ 100 o barril e o dólar está sendo negociado em torno dos R$ 2,30. Em 2010, o petróleo custava cerca de US$ 80 o barril e o dólar era cotado em trono dos R$ 1,80.
A dúvida sobre um possível pagamento a ser feito pela Petrobras, pela diferença do preço que pagou pelo barril de petróleo na época (US$ 8,51 em média pelo petróleo in situ, antes de ser extraído), se deve ao fato da empresa ter o direito de abater investimentos feitos, e que também subiram de preço no período.
"Ainda é cedo para falar, muita coisa será levada em conta", disse Carvalho, indicando porém que os campos cedidos têm se mostrado melhores do que o inicialmente previsto. Ao todo foram seis áreas (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Tupi) e uma contingente (Peroba).
Enxofre
Franco, por exemplo, só tem como ponto negativo a presença de "um pouco de enxofre", informou o diretor, "mas cumpriram todo o plano exploratório mínimo e o resultado final mostrou que tem produtividade excelente, boa porosidade, todos os testes de formação excelentes, todos os testes de produção excelentes".
Segundo ele, a Petrobras perfurou seis poços a mais do que era necessário em Franco, totalizando oito, além do que já havia sido perfurado pela ANP, o que significou uma avaliação mais precisa do campo.
O tamanho da reserva de Franco será conhecida apenas na declaração de comercialidade, mas não será maior do que Libra, segundo Carvalho, "vai ser perto de Libra".
Libra, vendido em leilão em outubro, tem entre 8 a 12 bilhões de barris de petróleo em recursos recuperáveis. Inicialmente, os recursos recuperáveis de Franco eram de cerca de 5,5 bilhões de barris, mas apenas 3 bilhões entraram no contrato da cessão onerosa.
Após a declaração de comercialidade, a Petrobras terá 180 dias para apresentar um Plano de Desenvolvimento dos campos, quando irá informar à ANP quantas plataformas serão instaladas e quantos poços mais serão abertos, e poderá, inclusive, pedir a produção antecipada dos campos.

A Petrobras iniciou esta semana reuniões com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre o processo de declaração de comercialidade de duas áreas da cessão onerosa, conjunto de blocos de petróleo cedidos pela União à estatal em 2010, em troca indireta por ações da companhia.

De acordo com o diretor da ANP Florival Carvalho, as duas primeiras reuniões foram realizadas nesta última quarta (11) e quinta (12), quando a empresa fez uma exposição sobre as descobertas feitas em Franco e Sul de Lula (ex-Tupi) e informou que irá declarar a comercialidade dessas áreas ainda este ano.

A declaração de comercialidade, ou seja, a confirmação de que o campo é viável comercialmente é condição fundamental para iniciar a revisão do contrato da cessão onerosa.

"A partir daí é que se começa a revisão do contrato da cessão onerosa, para saber se a União terá que pagar à Petrobras ou a Petrobras terá que pagar à União", disse Carvalho à Folha.

O contrato estipula que após a declaração de comercialidade, cujo prazo limite é setembro de 2014, as premissas do contrato seriam refeitas. Atualmente, o petróleo supera os US$ 100 o barril e o dólar está sendo negociado em torno dos R$ 2,30. Em 2010, o petróleo custava cerca de US$ 80 o barril e o dólar era cotado em trono dos R$ 1,80.

A dúvida sobre um possível pagamento a ser feito pela Petrobras, pela diferença do preço que pagou pelo barril de petróleo na época (US$ 8,51 em média pelo petróleo in situ, antes de ser extraído), se deve ao fato da empresa ter o direito de abater investimentos feitos, e que também subiram de preço no período.

"Ainda é cedo para falar, muita coisa será levada em conta", disse Carvalho, indicando porém que os campos cedidos têm se mostrado melhores do que o inicialmente previsto. Ao todo foram seis áreas (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Tupi) e uma contingente (Peroba).


Enxofre

Franco, por exemplo, só tem como ponto negativo a presença de "um pouco de enxofre", informou o diretor, "mas cumpriram todo o plano exploratório mínimo e o resultado final mostrou que tem produtividade excelente, boa porosidade, todos os testes de formação excelentes, todos os testes de produção excelentes".

Segundo ele, a Petrobras perfurou seis poços a mais do que era necessário em Franco, totalizando oito, além do que já havia sido perfurado pela ANP, o que significou uma avaliação mais precisa do campo.

O tamanho da reserva de Franco será conhecida apenas na declaração de comercialidade, mas não será maior do que Libra, segundo Carvalho, "vai ser perto de Libra".

Libra, vendido em leilão em outubro, tem entre 8 a 12 bilhões de barris de petróleo em recursos recuperáveis. Inicialmente, os recursos recuperáveis de Franco eram de cerca de 5,5 bilhões de barris, mas apenas 3 bilhões entraram no contrato da cessão onerosa.

Após a declaração de comercialidade, a Petrobras terá 180 dias para apresentar um Plano de Desenvolvimento dos campos, quando irá informar à ANP quantas plataformas serão instaladas e quantos poços mais serão abertos, e poderá, inclusive, pedir a produção antecipada dos campos.



Fonte: Folha de São Paulo
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