Por que um desinvestimento assinado em 2020 pela Petrobras ainda não foi concluído

Assinada em julho de 2020, por US$ 1,5 milhão, a venda de um conjunto de campos de petróleo e gás da Petrobras em águas rasas na Bacia Potiguar segue sem desfecho. 

Trata-se da cessão de 65% de participação operada da estatal para a Brava Energia no Polo Pescada, que compreende os campos de Pescada, Arabaiana e Dentão. 

Na época da celebração do acordo, o polo produzia, em média, 260 b/d (barris por dia) de petróleo e 190.000 m³/d de gás natural. 

A Brava – então OP Pescada (3R Petroleum) – já era sócia da Petrobras nos ativos, detendo fatia de 35%. 

A cessão dos demais 65% foi aprovada pelo Cade em setembro de 2020 e avalizada pela diretoria da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) em janeiro de 2021. Na ocasião, a agência estabeleceu prazo de 30 dias para assinatura do termo aditivo dos contratos de concessão – etapa essencial para a conclusão da operação. 

No entanto, no mês seguinte, a Petrobras e a OP Pescada solicitaram prorrogação do prazo para assinatura dos termos aditivos, apresentando como justificativas a necessidade de ainda atenderem às condicionantes impostas pela ANP e a transferência das licenças de operação junto ao Ibama.

Outros pedidos de adiamento foram apresentados pelas empresas nos meses seguintes, sendo atendidos pela ANP. 

Entre 2023 e 2024, a Petrobras solicitou à agência a redução de seu compromisso de descomissionamento de 27 para três poços, uma vez que a antiga operadora mantém parte dos compromissos mesmo após a venda do ativo. Porém, os pedidos foram sucessivamente negados pelo órgão. 

Em dezembro de 2024, a ANP concedeu mais 60 dias para a Brava e a Petrobras apresentarem as minutas dos termos aditivos dos contratos de concessão. Contudo, em fevereiro deste ano, as companhias pediram prorrogação do prazo em mais 180 dias. Elas alegaram que ainda estava pendente a emissão da licença de operação pelo Ibama – documento necessário para a Brava operar o Polo Pescada após a assinatura dos aditivos. 

Também justificaram seu pleito argumentando que a cessão das concessões envolve unidades de produção offshore com relativa complexidade, o que requer tempo para mobilização de recursos, treinamento de pessoal e gestão da mudança. 

Além disso, afirmaram ser necessários ajustes contratuais relativos ao closing da transação entre a Petrobras e a Brava, os quais precisam ser submetidos à apreciação e aprovação da alta administração de ambas as empresas.

Por meio de sua assessoria de imprensa, a ANP informou à BNamericas que o pleito está sendo avaliado pelas áreas técnicas da agência. 

“Em seguida, caberá à diretoria colegiada da ANP autorizar nova prorrogação do prazo ou decidir pelo arquivamento do processo,” acrescentou o órgão.