A 2a e da 3a rodadas de partilha, as primeiras sob esse regime no governo de Michel Temer, não deixaram nada a desejar ao leilão de Libra, realizado há exatos quatro anos, quando o preço do barril do petróleo girava em torno de US$ 110. Realizados nesta sexta-feira (27/10), depois de uma espera de duas horas e meia pela derrubada da liminar concedida pela 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, os dois leilões garantiram dois importantes marcos: a diversificação do polígono do pré-sal, com participação de grandes protagonistas, e a oferta de percentuais de profit oil para o governo muito acima de todas as projeções, um dos quais de 80%.
No espaço de duas horas, o governo contratou seis áreas, sendo três unitizáveis – Norte de Carcará, Sul de Gato do Mato e Entorno de Sapinhoá – e três exploratórias – Peroba, Alto de Cabo Frio Central e Alto de Cabo Frio Oeste. Ficaram sem oferta apenas Sudoeste de Tartaruga Verde, cujo encalhe já era esperado, e Pau Brasil.
No que diz respeito às empresas, as rodadas marcaram o forte apetite da Shell e da Petrobras, o retorno da BP, a confirmação do interesse da Exxon pelo Brasil, a manutenção da aposta da Total, Statoil, CNOOC e Petrogal, a volta ao jogo da Repsol Sinopec e a estreia da CNODC e da QPI.
A Shell Brasil, que desde a compra da BG andava aparentemente voltada ao gerenciamento de sua carteira de projetos, deixou claro seu interesse pelo negócio do pré-sal. A petroleira presidida por André Araújo apresentou proposta para seis áreas, arrematando três ativos, sendo dois na condição de operadora – Sul De Gato do Mato, onde repetiu a parceria com a Total existente na área não unitizada, e Alto de Cabo Frio Oeste, com a CNOOC e QPI; e um na condição de sócia, na área de Entorno de Sapinhoá, onde também foi replicado o consórcio da parte já concedida.
O interesse pelo pré-sal fez com que a petroleira chegasse a apresentar sem sucesso proposta para o Norte de Carcará. O grupo chegou a ter participação na área não unitizada, mas vendeu sua fatia de 20% para a Queiroz Galvão e a Barra Energia, em 2011.
Presente em grande número, a petroleira anglo-holandesa manteve durante todo o leilão cinco pessoas próximas à área de oferta, que se comunicavam com o olhar e definiam a estratégia de ação a cada abertura de apresentação de propostas.
A despeito dos problemas de caixa, a Petrobras também mostrou que segue disposta a ampliar sua participação no pré-sal. A petroleira brasileira adquiriu três áreas na condição de operadora, sendo duas da 3a rodada – Peroba e Alto de Cabo Frio Central – e uma da 2a rodada – Entorno de Sapinhoá.
A americana ExxonMobil garantiu sua entrada na área de Norte de Carcará, em consórcio com a Statoil, operadora, e a Petrogal. A operação foi negociada em conjunto com o seu ingresso na parte não unitizada.
Entre os que não compareceram, a surpresa ficou por conta da ausência da Chevron, que mais uma vez não participou da disputa por novos blocos e segue fora do pré-sal. O grupo tinha interesse no leilão e chegou a negociar a formação de um consórcio para concorrer na 3a rodada, mas não obteve autorização de seu board no fim de contas.
Outra que também planejava participar era a Ecopetrol. A petroleira colombiana, que em 2003 tentou, sem sucesso, formar consórcio para disputar Libra, obteve autorização de seu board, mas mais uma vez acabou de fora já que seus parceiros potenciais não conseguiram o aval de suas matrizes.
No resultado final da 2a rodada, prevaleceu a lógica de que as áreas seriam arrematadas pelos consórcios das áreas não unitizadas. Na 3a rodada, a marca principal foi a disputa entre os consórcios.
A questão do profit oil foi um capítulo a parte dentro dos dois leilões. A exceção de Sul de Gato de Mato e Alto de Cabro Frio, as ofertas da parcela de óleo da União ficaram muito acima do mínimo e das projeções do mercado, o que indica que as empresas estão apostando na existência de grandes volumes de óleo nas áreas.
O maior excedente de óleo ofertado na rodada foi da área de Entorno de Sapinhoá, com a marca de 80%, apresentada pelo consórcio Petrobras/ Shell/ Repsol Sinopec. A rentabilidade do projeto é viável com apenas 20% uma vez que todos os custos de infraestrutura já foram dispendidos pelo consórcio na área concedida.
