A Petrobras (PETR3; PETR4) avalia estar próxima de um acordo com o órgão regulador
do setor que lhe permitirá avançar com os planos de revitalização de um enorme campo de águas profundas
que poderia revigorar a produção de petróleo do país.
A estatal espera resolver uma longa disputa tributária com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) até o final de 2024, disse a diretora executiva de exploração e produção da empresa,
Sylvia dos Anjos, em uma entrevista.
Um acordo com a ANP permitirá que a Petrobras prossiga com um plano para perfurar novos poços e realizar
novas pesquisas sísmicas no campo de Tupi, na bacia de Santos, disse ela, que definiu o campo como a
“vaca leiteira” da Petrobras.
A empresa também considera adicionar outro navio-plataforma do tipo FPSO ao campo, de acordo com o
gerente executivo para águas ultra-profundas da empresa, Cesar Cunha de Souza. Essas plataformas podem
custar até US$ 4 bilhões e levam anos para serem construídas.
“Esperamos resolver esse passivo ainda este ano”, disse Anjos.
O campo de Tupi teve extrema relevância para a Petrobras e para o Brasil. Ele tornou o país um dos dez
maiores produtores de petróleo do mundo na década de 2010 e gerou centenas de bilhões de dólares em
tributos.
O campo motivou outras grandes petrolíferas a gastar bilhões explorando a chamada região do pré-sal em
um esforço que continua até hoje.
Em 2023, o campo de Tupi sozinho ultrapassou a produção de petróleo de países como Colômbia,
Venezuela, Reino Unido e Argentina.
A Petrobras busca deter o declínio natural em Tupi. Países produtores de petróleo em todo o mundo
enfrentam desafios semelhantes que podem causar traumas econômicos.
A produção de petróleo do México entrou em queda livre depois que o gigantesco campo offshore de
Cantarell atingiu seu pico nos anos 2000, removendo uma importante fonte de receita do governo. “Vamos
fazer um processo para tirar muito mais de Tupi”, disse Anjos. “É um campo gigante.”
Planejamento
A data de início da operação da nova unidade de produção em Tupi deve ser ajustada no próximo plano
estratégico, de acordo com Souza.
A Petrobras planeja iniciar uma campanha de instalação de poços complementares para melhorar as taxas
de extração de um campo que já passou por mais de uma década de produção, acrescentou.
A Petrobras precisa resolver a disputa com a ANP antes de poder estender o contrato de operação em Tupi
por mais 27 anos, ou seja, até 2064, uma etapa necessária para justificar todos os investimentos no novo
plano de desenvolvimento que a companhia está elaborando para o campo.
No Brasil, as compensações financeiras pela produção de petróleo e gás são mais altas para campos
maiores, e a Petrobras alega que Tupi é composto, na verdade, de dois depósitos separados – Tupi e
Cernambi – enquanto a ANP argumenta que se trata de um único campo.
A Petrobras iniciou um processo de arbitragem, e ambas as partes estão dispostas a negociar um acordo. A
Petrobras e seus parceiros em Tupi têm um total de R$ 14 bilhões em depósitos judiciais por supostas
participações especiais não pagas, como resultado da disputa com o órgão regulador, de acordo com dados
da ANP. O consórcio contestou o valor e vinha tentando reduzi-lo.
Anjos disse que a Petrobras concordou em suspender a arbitragem, mas espera que a Shell e a Galp Energia
SGPS, que têm participações de 25% e 10%, respectivamente, aprovem a medida. Ambas as empresas não
comentaram. Tupi foi o primeiro campo de petróleo do Brasil a entrar em produção na chamada área offshore
do pré-sal — nome dado em razão das espessas camadas de sal sobre o petróleo bruto.
A Petrobras descobriu um grupo de campos gigantes em águas ultra-profundas que atualmente representam
cerca de 80% da produção de petróleo do Brasil.
Somente Tupi produziu uma média de 764.000 barris de petróleo por dia nos primeiros oito meses de 2024,
ainda superando Búzios, campo que é a grande aposta da Petrobras para expandir sua produção.
A produção diária de petróleo bruto em Tupi voltou ao nível do ano passado em agosto, atingindo 830.000
barris por dia, após o fim de uma manutenção planejada em uma plataforma.
